Circular005-13 GEN- TERMICAS VOL_02

Comisión de Regulación
de Energía y Gas
DETERMINACIÓN DE INVERSIONES Y GASTOS DE
ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
PARA LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN EN ZONAS NO
INTERCONECTADAS CON PLANTAS TÉRMICAS
INFORME FINAL
VOLUMEN 2 - ESTUDIOS EN ZNI
DOCUMENTO No. AN-C-882-03
Revisión 01
Bogotá D.C., 01 de Febrero de 2013
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INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS
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INDICE DE MODIFICACIONES
índice de Revisión
Sección Modificada
Fecha de
Modificación
Observaciones
Rev. 00
Todo el documento
14-12-2012
Versión Original
Rev. 01
Todo el documento
01-02-2013
Versión Original
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REVISION Y APROBACION
Actividad: Informe No. 2
Título del documento: Informe Final - Inversiones y Gastos de AOM en ZNI con plantas térmicas.
Documento N°: AN-USA-882-03
Número de revisión
Elaboró
Aprobó:
0
1
Nombre
A. Tobón
A. Tobón
Área
Ing. Eléctrica
Ing. Eléctrica
Nombre
J. Castro
J. Castro
Área
Ing. Mecánica
Ing. Mecánica
Nombre
L. Prieto
L. Prieto
Área
Ing. Mecánica
Ing. Mecánica
Nombre
S. Osorio
S. Osorio
Área
Ambiental
Ambiental
Fecha
13-12-2012
28-01-2013
Nombre
J. Ramírez
J. Ramírez
Fecha
14-12-2012
31-01-2013
Nombre
R. Jaimes
R. Jaimes
14-12-2012
31-01-2013
2
3
Firma
Control de calidad
Firma
Fecha
USAENE LIO.
Ingeniería Mecánica: Ing. Edgar Viana R., Ing. Giovanni
Barbosa
Ingeniería Eléctrica: Alonso Bautista.
Ingeniería Civil: Ing. Rafael Matiz.
Coordinación y revisión CREG.
Dirección: Mauricio Gómez
Ing. Miguel García.
4
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TABLA DE CONTENIDO
2
PARCUE GENERADOR EN ZNI COLOMBIANA
14
2.1
TOTAL DE PLANTAS DIÉSEL EN COLOMBIA PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA
AISLADA
14
2 .1 .1
Distribución de las potencias instaladas
15
2.1.2
Agrupaciones Actuales
17
2.1.3
Marcas de grupos electrógenos en ZNI
19
INFORMACIÓN DE PLANTAS EN SITIO
21
2.2
2.2.1
Sitios visitados
21
2.2.2
Resumen de análisis y resultados
25
3
ESTUDIO DE COSTOS DE PLANTAS EN ZNI EN COLOMBIA
83
3.1
COSTOS DE PRODUCCION EN GRUPOS ELECTROENOS DIESEL
83
3.1.1
Costos de Inversión
84
3.1.2
Costos de Administración, Operación y Mantenimiento
104
3.1.3
Costos de Combustible
131
3.1.4
Transporte de combustible en cabeceras municipales de las ZNI
140
3.1.5
Elementos que afectan los costos de producción
141
3.1.6
Propuesta de configuración para una central eficiente
156
3.1.7
Diseño Operacional Eficiente para los sitios visitados
166
4
PROPUESTA DE ESQUEMA DE AGRUPACIÓN EN ZNI
191
4.1
ANÁLISIS SOBRE EL ESQUEMA DE AGRUPACIÓN ACTUAL
191
4.2
PROPUESTA DE LA CONSULTORÍA SOBRE LAS AGRUPACIONES
196
4.3
COSTOS EFICIENTES EN LAS AGRUPACIONES
197
4.3.1
Costo eficiente de Inversión
197
4.3.2
Costo eficiente de administración de una agrupación
199
4.3.3
Costo eficiente de operación y mantenimiento de una agrupación
199
4.4
ANALISIS
LEGUIZAMO
4.4.1
4.5
DE
PROPUESTA
DE
ZONA
EXCLUSIVA.
Emisiones con diseños planteados en Puerto Leguízamo
CONCLUSIONES
CASO
PUERTO
201
206
207
5
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LISTA DE TABLAS
Tabla 2-1 Cantidad de grupos electrógenos en las ZNI y distribución por departamento. 14
Tabla 2-2 Distribución porcentual por rango de potencia de las Plantas Diésel instaladas
en las Z N I.........................................................................................................................................15
Tabla 2-3 Distribución de grupos electrógenos por agrupaciones......................................... 18
Tabla 2-4 Número de unidades en las agrupaciones de las ZNI por rangos de potencia. 18
Tabla 2-5 Número de unidades en cada sitio o localidad........................................................ 19
Tabla 2-6 Relación de marcas en ZN I.........................................................................................20
Tabla 2-7 Sitios visitados.............................................................................................................. 22
Tabla 2-8 Empresas que operan en la muestra de municipios seleccionada......................22
Tabla 2-9 Relación de datos y configuración de plantas visitadas......................................... 24
Tabla 2-10 Grupos electrógenos Central de MITU -V A U P É S ...............................................25
Tabla 2-11 Usuarios por estrato y por sector Mitú - Vaupés, 20 1 2......................................28
Tabla 2-12 Principales parámetros eléctricos de la localidad de Mitú - Agosto de 2012.. 29
Tabla 2-13 Comparativo de consumo especifico de la unidades de M IT Ú ......................... 36
Tabla 2-14 Energía generada por Unidad 2012 - MITÚ - (kW h).......................................... 37
Tabla 2-15 Consumo de combustible por Unidad 2012 - MITÚ - (galones)........................ 37
Tabla 2-16 Consumo específico por Unidad 2012 (gl/kW h).................................................38
Tabla 2-17 Comparativo del consumo específico de las unidades, tomando el consumo
promedio de 2012...........................................................................................................................39
Tabla 2-18 Actividades de mantenimiento rutinario - M itú..................................................... 42
Tabla 2-19 Grupos electrógenos Central de G U A P I.............................................................. 47
Tabla 2-20 Histórico de Generación Unidad N° 1 (CUMMINS 800 k W )..............................48
Tabla 2-21 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 1 (CUMMINS 800 kW )
48
Tabla 2-22 Número de actividades de mantenimiento sobre las Unidades D ie se l
54
Tabla 2-23 Gastos de mantenimiento - G uapi.........................................................................55
Tabla 2-24 Costos de Mantenimiento anual - G u a p i...............................................................56
Tabla 2-25 Promedio de costos de mantenimiento anual - G uapi........................................ 57
Tabla 2-26 Mantenimientos correctivos 2010 a 2012 - G u a p i...............................................58
Tabla 2-27 Gastos de mantenimiento - octubre 2010 a junio 2012..................................... 60
Tabla 2-28 Grupos electrógenos central de PUERTO INIRIDA............................................ 61
Tabla 2-29 Estructura de costos AO&M para evaluación de la inform ación....................... 69
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Tabla 2-30 Costos de Operación y Mantenimiento de la Planta de Mitú (pesos corrientes)
...........................................................................................................................................................70
Tabla 2-31 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Mitu
(pesos
corrientes/kWh)............................................................................................................................... 70
Tabla 2-32 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Mitú (pesos constantes
del 2009/kW h)..................................................................................................................................71
Tabla 2-33 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Mitú (dólar /kWh)precios constantes del 2 0 0 9 ....................................................................................................... 72
Tabla 2-34 Porcentaje de participación del costo de AO&M respecto al precio del
combustible y sobre el costo total de operación y mantenimiento......................................... 73
Tabla 2-35 Costos de Operación y Mantenimiento de la Planta de Guapi (pesos
corrientes)........................................................................................................................................ 73
Tabla 2-36 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Guapi (pesos
corrientes/kWh)............................................................................................................................... 74
Tabla 2-37 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Guapi (pesos constantes
del 2009/kW h)..................................................................................................................................75
Tabla 2-38 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Guapi (dólar /kWh)
precios constantes del 2 0 0 9 ....................................................................................................... 76
Tabla 2-39 Porcentaje de participación del costo de AO&M respecto al precio del
combustible y sobre el costo total de operación y mantenimiento Guapi..............................77
Tabla 2-40 Costos de Operación y Mantenimiento de la Planta de Inirida (pesos
corrientes)........................................................................................................................................ 77
Tabla 2-41 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Inirida (pesos
corrientes/kWh)............................................................................................................................... 78
Tabla 2-42 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Inirida (pesos constantes
del 2009/kW h)..................................................................................................................................79
Tabla 2-43 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Inirida (dólar /kWh)
precios constantes del 2 0 0 9 ....................................................................................................... 80
Tabla 2-44 Porcentaje de participación del costo de AO&M respecto al precio del
combustible y sobre el costo total de operación y mantenimiento In irid a ............................80
Tabla 2-45 Promedios de los costos anuales fijos y variables................................................ 81
Tabla 2-46 Referentes de eficiencia del estudio del Banco M undial......................................81
Tabla 2-47 Costos Fijos y Variables de O&M por central........................................................82
Tabla 3-1 Precios Unitarios Generadores Diésel (USD/kW) 2012.......................................87
Tabla 3-2 Precios Cabinas de insonorización (USD) 2012.....................................................88
Tabla 3-3 Precios de Transformadores (USD) 2 0 1 2 ...............................................................89
Tabla 3-4 Precios de Tanques de combustible (USD) 2012.................................................. 90
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Tabla 3-5 Precios de Tableros (USD) 2 0 1 2 ............................................................................. 91
Tabla 3-6 Precios de equipos electrógenos y sus auxiliares puestos en Bogotá. Pesos
Colombianos de 20 1 2 .................................................................................................................... 92
Tabla 3-7 Relación de pesos de equipos en kg por potencia................................................. 93
Tabla 3-8 Indicadores definidos para los costos de transporte ($/ton-km) 2012................ 94
Tabla 3-9 Comparación entre los diferentes modos de transporte........................................ 95
Tabla 3-10 Costos de Transporte en COP$/ton 2 0 1 2 ..............................................................96
Tabla 3-11 Costos de los equipos puestos en sitio (en pesos colombianos 2 0 1 2 )............98
Tabla 3-12 Costos de Obra Civil Col$ 2 0 1 2 .............................................................................102
Tabla 3-13 Resumen de costos de instalación........................................................................ 102
Tabla 3-14 Costos de montaje electromecánico por sitio (en pesos colombianos 2012) 103
Tabla 3-15 Costo Total de Inversión por sitio visitado a Col$ de 2 0 1 2 .............................. 104
Tabla 3-16 Tiempos por labor ejecutada $2012......................................................................108
Tabla 3-17 Personal para 6 horas de servicio y menor de 1 2 .............................................. 112
Tabla 3-18 Personal para
12 horas de servicio y menos de 18 horas.............................. 113
Tabla 3-19 Personal para
18 horas de servicio y menos de 2 4 ......................................... 113
Tabla 3-20 Personal para 24 horas de servicio......................................................................113
Tabla 3-21 Personal para 6 horas de servicio y menos de 12 y atención a localidades. 114
Tabla 3-22 Personal para 12 horas de servicio y menos de 18 horas y apoyo a las
localidades..................................................................................................................................... 114
Tabla 3-23 Personal para
18 horas de servicio y atención a las
localidades............... 115
Tabla 3-24 Personal para
24 horas de servicio y atención a las
localidades............... 115
Tabla 3-25 Personal para 18 horas de servicio, varias unidades........................................ 116
Tabla 3-26 Personal para 24 horas de servicio y número variable de unidades............... 116
Tabla 3-27 Costos de personal.................................................................................................. 117
Tabla 3-28 Acandí - Localidades atendidas............................................................................119
Tabla 3-29 Acandí - Esquema de personal propuesto...........................................................120
Tabla 3-30 Pizarra Bajo Baudó - Localidades atendidas...................................................... 120
Tabla 3-31 Pizarra Bajo Baudó - Esquema de personal propuesto..................................... 122
Tabla 3-32 Guapi - Localidades atendidas..............................................................................122
Tabla 3-33 Guapi - Esquema de personal propuesto............................................................124
Tabla 3-34 Puerto Leguízamo - Esquema de personal propuesto...................................... 124
Tabla 3-35 Miraflores - Localidades atendidas....................................................................... 125
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Tabla 3-36 Miraflores - Esquema de personal propuesto.....................................................125
Tabla 3-37 Mitú - Esquema de personal.................................................................................. 126
Tabla 3-38 Puerto Inirida - Esquema de personal................................................................. 127
Tabla 3-39 Costos AOM fijos y variables en ZNI Colombiana US$ (1800 COL $ = 1 US$)
128
Tabla 3-40 Costos generadores diesel año 2010....................................................................130
Tabla 3-41 Costos eficientes fijos y variables de O&M (dólares del 2 0 1 2 )....................... 130
Tabla 3-42 Costos fijos y variables eficientes por rangos de p otencia............................... 131
Tabla 3-43 Distancia centros de abasto a cabeceras m unicipales...................................... 134
Tabla 3-44 Costos de transporte de combustible para cada sitio de estudio Col$ 2012. 135
Tabla 3-45 Costos de transporte fluvial y marítimo en $/ton-km 2012................................ 136
Tabla 3-46 Condiciones ambientales de las Z N I.....................................................................137
Tabla 3-47 Presión de vapor real de com bustibles................................................................ 138
Tabla 3-48 Factor de pérdida por tipo de c a rg o ......................................................................139
Tabla 3-49 Costos de transporte de GLP por s itio ................................................................. 140
Tabla 3-50 Transporte de combustible a cabeceras municipales de las Z N I..................... 141
Tabla 3-51 Indicadores de Transporte......................................................................................141
Tabla 3-52 Localidades de las ZNI con Telemetría - 2 0 1 2 ....................................................146
Tabla 3-53 Consumo de auxiliares por planta (factor de utilización 5 0 % )........................ 149
Tabla 3-54 Transformadores trifásicos de 15 kVA a 3750 kVA, serie AT < 15kV, serie BT <
1.2 k V .......................................................................................................................................151
Tabla 3-55 Transformadores trifásicos de 75 kVA a 10000 kVA, 15 kV <serie BT < 15 kV
.........................................................................................................................................................152
Tabla 3-56 Pérdidas en transformación por potencia.............................................................155
Tabla 3-57 Relación de transformadores por Plantas de G eneración................................ 155
Tabla 3-58 Caso 1: Primera configuración 3 máquinas de 1/3 de la potencia máxima... 161
Tabla 3-59 Despacho de unidades para el periodo total de se rvicio ...................................162
Tabla 3-60 Caso 2: Segunda configuración 2máquinas, una de potencia máxima
y la
segunda de potencia interm edia.......................................................................................... 162
Tabla 3-61 Despacho de unidades para el periodo total de se rvicio ...................................163
Tabla 3-62 Resultados de consumos de combustibles para casos no eficientes
164
Tabla 3-63 Despacho para las configuraciones no eficientes............................................... 165
Tabla 3-64. Integración de curva de demanda de Puerto Inirida divida en secciones.... 168
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Tabla 3-65. Consumo decombustible de grupos electrógenos enservicio actualmente en
Puerto Inirida..................................................................................................................................168
Tabla 3-66. Análisis consumo de combustible diario Inirida...................................................169
Tabla 3-67. Análisis consumo de combustible diario diseño óptimo Inirida........................ 169
Tabla 3-68. Análisis de consumo de combustible con diseño eficiente de grupos
electrógenos...................................................................................................................................171
Tabla 3-69. Integración de curva de demanda en Mitú.......................................................... 172
Tabla 3-70. Consumo de combustible de grupos electrógenos en servicio actualmente en
Mitú.................................................................................................................................................. 173
Tabla 3-71. Análisis consumo de combustible diario M itú ..................................................... 173
Tabla 3-72. Análisis consumo de combustible diario diseño óptimo Mitú............................ 174
Tabla 3-73. Análisis de consumo de combustible con diseño eficiente de grupos
electrógenos...................................................................................................................................175
Tabla 3-74. Integración curva de demanda de energía municipio de Guapi.......................176
Tabla 3-75. Consumo de combustible de grupos electrógenos en servicio actualmente en
Guapi...............................................................................................................................................177
Tabla 3-76. Análisis consumo de combustible diario G u a p i.................................................. 177
Tabla 3-77. Análisis consumo de combustible diario diseño óptimo G u a p i........................178
Tabla 3-78. Análisis de consumo de combustible con diseño eficiente de grupos
electrógenos.................................................................................................................................. 179
Tabla 3-79. Integración curva de demanda eléctrica municipio de A candí........................ 180
Tabla 3-80. Consumo de combustible de grupos electrógenos en servicio actualmente en
A ca n d í............................................................................................................................................ 181
Tabla 3-81. Análisis consumo de combustible diario Acandí.................................................181
Tabla 3-82. Análisis de consumo de combustible con diseño eficiente de grupos
electrógenos...................................................................................................................................182
Tabla 3-83. Integración curva de demanda de energía municipio de Miraflores................184
Tabla 3-84. Consumo de combustible de grupos electrógenos en servicio actualmente en
Miraflores........................................................................................................................................ 184
Tabla 3-85. Análisis consumo de combustible diario Miraflores............................................185
Tabla 3-86. Análisis consumo de combustible diario diseño óptimo Miraflores................. 185
Tabla 3-87. Análisis de consumo de combustible con diseño eficiente de grupos
electrógenos.................................................................................................................................. 186
Tabla 3-88. Integración curva de demanda energética municipio de Puerto Leguízamo. 188
Tabla 3-89. Consumo decombustible de grupos electrógenos enservicio actualmente en
Puerto Leguízamo.........................................................................................................................188
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Tabla 3-90. Análisis consumo de combustible diario Puerto Leguízamo......................... . 189
Tabla 3-91. Análisis consumo de combustible diario diseño óptimo Puerto Leguízamo . 189
Tabla 4-1 Agrupación de las localidades de las Z N I........................................................... . 191
Tabla 4-2 Agrupación de las localidades de las Z N I........................................................... . 196
Tabla 4-3 Resumen de costos de inversión para grupos por potencia............................ . 198
Tabla 4-4 Costos de operación y mantenimiento sugeridos.............................................. . 200
Tabla 4-5. Costo equipos electrógenos de diversos casos de Puerto Leguízamo......... . 202
Tabla 4-6. Costo de O&M fijos y variables de generadores para casos de Puerto
Leguízamo................................................................................................................................... 202
Tabla 4-7. Análisis de tarifa para cada uno de los diseños planteados............................ . 205
Tabla 4-8. Emisiones de diseño de plantas en Puerto Leguízamo................................... . 206
Tabla 4-9. Análisis de emisiones para maquinas mayores a 1 M W .................................. 207
LISTA DE FIGURAS
Figura 2-1 Distribución de potencias por localidad de Z N I................................................. ... 16
Figura 2-2 Distribución de la cantidad de grupos electrógenos por agrupaciones. Se indica
la potencia mínima y máxima dentro de la agrupación...........................................................17
Figura 2-3 Localización geográfica de los 7 sitios visita d o s.............................................. ... 21
Figura 2-4 Consumo de energía (kWh) - 2 0 1 2 .................................................................... ... 29
Figura 2-5 Diagrama Unifilar de la Central de Generación de M IT Ú ................................ ... 30
Figura 2-6 Curva de carga promedio por tipo de d ía ........................................................... ... 30
Figura 2-7 Curva de carga promedio diaria mensual........................................................... ... 31
Figura 2-8 Histórico de Generación Unidad N° 1 (CUMMINS KTA 50 - 1500 k W )........ ... 32
Figura 2-9 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 1 (CUMMINS KTA 50 - 1500
kW )............................................................................................................................................... ... 32
Figura 2-10 Histórico de Generación Unidad N° 2 (CUMMINS QST 30 - 750 kW )........ ... 33
Figura 2-11 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 2 (CUMMINS QST 30 ■
- 750
kW )............................................................................................................................................... ... 33
Figura 2-12 Histórico de Generación Unidad N° 3 (CUMMINS QST 30 - 750 kW )........ ... 34
Figura 2-13 Histórico de Consumo Unidad N° 3 (CUMMINS QST 30 - 750 k W )........... ... 34
Figura 2-14 Histórico de Generación Unidad N° 4 (CUMMINS QST 30 - 750 kW )........ ... 35
Figura 2-15 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 4 (CUMMINS QST 30 ■
- 750
kW )............................................................................................................................................... ... 35
Figura 2-16 Consumo específico por Unidad. Para 2012 (gl/kW h)...................................
38
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Figura 2-17 Resumen de Potencias máxima por localidad agosto 2012 [mayor a 450 kW],
...........................................................................................................................................................40
gura 2-18 Histórico de Generación Unidad N° 2 (MTU 500 k W ) ........................................49
gura 2-19 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 2 (MTU 500 kW ).....................49
gura 2-20 Histórico de Generación Unidad N° 3 (MTU 500 k W ) ........................................ 50
gura 2-21 Histórico Consumo Combustible Unidad N° 3 (MTU 500 kW )......................... 50
gura 2-22 Histórico de Generación Unidad N° 4 (MTU 500 k W ) ........................................ 51
gura 2-23 Histórico Consumo Combustible Unidad N° 4 (MTU 500 kW )......................... 51
gura 2-24 Curva de carga promedio diaria m ensual..............................................................52
gura 2-25 Histórico de Generación Unidad N° 1 (EMD 2.100 k W ).....................................63
gura 2-26 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 1 (EMD 2.100 kW )................. 63
gura 2-27 Histórico de Generación Unidad N° 2 (Cummins 1.500 k W ).............................64
gura 2-28 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 2 (Cummins 1.500 kW )
64
gura 2-29 Histórico de Generación Unidad N° 3 (Cummins 1.250 k W ).............................65
gura 2-30 Histórico Consumo Combustible Unidad N° 3 (Cummins 1.250 kW )............... 65
gura 2-31 Histórico de Generación Unidad N° 4 (Cummins 1.000 k W ).............................66
gura 2-32 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 4 (Cummins 1.000 kW )
66
gura 2-33 Diagrama Unifilar de la Central de Generación de Inirida - G uainía................ 67
gura 2-34 Curva de carga promedio diaria m ensual............................................................. 67
gura 2-35 Costos AO&M y Combustible Planta Mitú ($/kWh) pesos constantes
71
gura 2-36 Costos AO&M y Combustible Planta Guapi ($/kWh) Pesos constantes
75
gura 2-37 Costos AO&M y Combustible Planta Inirida ($/kWh) Pesos constantes
79
Figura 3-1 Precios de generadores diesel a Octubre de 2012 (5 a 2500 kW) - USD del
2012
86
Figura 3-2 Obras C ivile s............................................................................................................... 99
Figura 3-3 Esquema genérico de empresa prestador de servicios en Z N I........................ 118
Figura 3-4 Organigrama general de la operación de un empresa de energía en Z N I
118
Figura 3-5 Plantas de abasto en C olom bia..............................................................................132
Figura 3-6 Esquema genérico de suministro de electro combustible...................................133
Figura 3-7 Operación y disponibilidad en poblaciones Z N I...................................................143
Figura 3-8 Curva de carga para 6 horas de se rvicio .............................................................. 144
Figura 3-9 Curva de carga típica para 12 horas de servicio................................................. 144
Figura 3-10 Curva de carga típica para 18 horas de servicio............................................... 145
12
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INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS____________________________________________
INFORME F IN A L-E S T U D IO S EN ZNI_____________________________________________________F ^ t e : 01/02/2013
Figura 3-11 Curva de carga típica para 24 horas de servicio..............................................145
Figura 3-12 Curva característica de pérdidas sin c a rg a .......................................................153
Figura 3-13 Curva de pérdidas con carga...............................................................................153
Figura 3-14 Valores máximos declarados admisibles de pérdidas con carga (Pe) para
transformadores trifásicos de 15 kVA, serie AT < = 1 5 kV, serie BT <= 1.2 k V ..................154
Figura 3-15 Valores máximos declarados admisibles transformadores trifásicos de 76 kVA
a 10 000 kVA, 15 KV< serie A.T. < 46 kV, serio B.T. < 15 kV” .............................................154
Figura 3-16 Curva de carga de 6 horas y una sola unidad prestando elservicio
156
Figura 3-17 Curva de carga para prestación de 12 o 16 horas de servicio........................ 157
Figura 3-18 Diseño eficiente para prestación de servicio en 12 o 16 horas de servicio.. 157
Figura 3-19 Diseño eficiente y Curva de carga para prestación de servicio en 24 horas 158
Figura 3-20 Comportamiento de consumo de combustible para diferentes potencias... 159
Figura 3-21 Aproximación de curva de dem anda....................................................................159
Figura 3-22 Posibles Configuraciones de la central de generación..................................... 160
Figura 3-23 Diseño eficiente para una prestación de servicio de 12 - 16 horas............... 160
Figura 3-24 Diferentes configuraciones para observar eficiencia........................................ 161
Figura 3-25 Consumo de combustible para todos los casos planteados............................166
Figura 3-26 Demanda energética Puerto Inirida en diciembre 2010 y 201 1...................... 167
Figura 3-27 Eficiencia de motor diesel de generación de energía en términos de consumo
de combustible. Fuente: http://www.generatorsales.com/order/09152.asp?page=915 2 . 170
Figura 3-28 Demanda energética Mitú diciembre 2010 y 2 0 1 1 ............................................172
Figura 3-29 Demanda energética en Guapi diciembre 2010 y 2011..................................176
Figura 3-30 Demanda eléctrica municipio de A ca n d í.............................................................180
Figura 3-31 Demanda energética Miraflores diciembre 2010 y 2 0 1 1 ..................................183
Figura 3-32 Demanda eléctrica Puerto Leguízam o................................................................ 187
Figura 4-1 Agrupación de las localidades de las Z N I.............................................................193
Figura 4-2 Distribución geográfica general de Cabeceras Municipales Z N I...................... 194
Figura 4-3. Curva de demanda eléctrica del municipio de Puerto Leguízamo diciembre
2 0 1 0 - 2 0 1 1 ................................................................................................................................. 203
Figura 4-4. Curva de demanda eléctrica simplificada.............................................................204
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
2
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PARQUE GENERADOR EN ZNI COLOMBIANA
En Colombia existen 1241 poblaciones denominados sitios ZNI o que pertenecen a sitios
donde no llega la red eléctrica Nacional Colombiana.
La operación de la plantas se hace localmente y la mayoría de ellas se encuentran
agrupadas en empresas de generación debidamente constituidas. La cabecera municipal
generalmente posee la planta más grande de la empresa, la cual puede ser operada por
la empresa misma o por un tercero mediante un contrato de operación. Las plantas
individuales aisladas son operadas por personal que depende de la empresa de
distribución o que pertenece a la comunidad o municipio local y han sido entrenados en
estas labores.
2.1
TOTAL DE PLANTAS DIÉSEL EN COLOMBIA PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA
AISLADA
A partir de la información reportada por los prestadores de las ZNI al Sistema Único de
Información (SUI), administrado por la Superintendencia de Servicios Públicos
Domiciliarios (SSPD) en la siguiente tabla se muestra la distribución geográfica de las
plantas Diesel con las potencias de cada una de ellas.
Tabla 2-1 Cantidad de grupos electrógenos en las ZNI y distribución por departamento
Departamento
Número
Grupos
Electrógenos
Rango de Potencia de las
unidades
Potencia
Potencia
mínima
máxima (kW)
(kW)
Bolívar
1
35
35
53
10
500
Cauca
140
2
1250
Chocó
252
3
1000
2
500
800
15
15
1608
543
3
800
23
13
352
2
300
496
Caquetá
La Guajira
Meta
Nariño
Valle del Cauca
Casanare
Putumayo
11
31
1000
Amazonas
52
11
6969
Guainía
58
5
2100
Guaviare
33
15
625
Vaupés
73
1
1500
Vichada
25
22
1000
Total
1283
Fuente: SUI_SSPD
14
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
2.1.1
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
Distribución de las potencias instaladas
A partir de información reportada por los prestadores de servicio inscritos al SUI (Sistema
Unificado de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos), en la siguiente
tabla se muestran las potencias de las plantas instaladas en estos sitios. La siguiente
gráfica presenta el histograma de distribución del número de unidades instaladas en las
ZNI de acuerdo a su potencia nominal.
Tabla 2-2 Distribución porcentual por rango de potencia de las Plantas Diésel instaladas
en las ZNI
Rango de
potencia (kW)
Cantidad de
unidades
% de
participación
%
acumulado
0 a 25
256
30,9%
30,9%
26 a 50
258
31,2%
62,1%
51 a 75
129
15,6%
77,7%
76 a 100
61
7,4%
85,0%
101 a 150
43
5,2%
90,2%
151 a 200
5
0,6%
90,8%
201 a 300
15
1,8%
92,6%
301 a 500
35
4,2%
96,9%
501 a 1000
20
2,4%
99,3%
1001 a 1500
5
0,6%
99,9%
más de 1500
1
0,1%
100,0%
828
100,0%
Fuente: USAENE
Se puede observar entonces, conforme con la información reportada por los prestadores
al Sistema Único de Información de la SSP, que el 85% de la plantas térmicas con base
en combustible diésel que operan en las ZNI se encuentran en el rango de potencia
inferior a 100 kW nominales; de un total de 828 unidades instaladas, 128 unidades se
encuentran en el rango de potencia entre 101 kW y 1000 kW nominales, representando el
14.3%. Sin incluir los departamentos de San Andrés y Amazonas.
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N o . d e U n id a d e s p o r c a p a c id a d n o m in a l e n k W e n las Z N I ( e n e r o 2 0 1 2 )
60
SO
40
30
20
10
Fuente: SUI-SSPD
Figura 2-1 Distribución de potencias por localidad de ZNI
La propiedad de los activos es variada, sin embargo aquí para efectos de la metodología
se consideran propiedad de la empresa generadora y los operadores y equipo de
mantenimiento son empleados de la empresa generadora/distribuidora.
Finalmente en términos generales cada localidad cuenta con un sistema de generación
con una unidad, dos o varias de iguales o diferentes potencias y de diferentes edades y
estado actual. Por otro lado, hay poblaciones sin servicio al que se le podría colocar un
sistema de generación eventualmente.
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2.1.2
£ ^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
Agrupaciones Actuales
En el siguiente mapa se muestra la distribución del número de plantas por cada una de
las doce (12) agrupaciones regionales actualmente establecidas en la Resolución CREG
091 de 2007, las cuales son objeto de revisión en el presente estudio. Se indica la
potencia máxima y la potencia mínima en cada grupo.
PLANTAS Y RANGOS DE
POTENCIA REPORTADOS
POR GRUPOS REGIONALES
(2 0 1 2 )
Figura 2-2 Distribución de la cantidad de grupos electrógenos por agrupaciones. Se indica
la potencia mínima y máxima dentro de la agrupación
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Tabla 2-3 Distribución de grupos electrógenos por agrupaciones
Agrupaciones
Número
Grupos
Electrógenos
Rango de Potencia de las
unidades
Potencia
Potencia
mínima
máxima
108
(kW)
3
(kW)
1000
Grupo 2
182
10
1000
Grupo 3
683
2
1250
Grupo 4
18
50
600
Grupo 5
35
15
1608
Grupo 6
15
10
500
Grupo 7
12
31
1000
Grupo 8
50
11
6969
Grupo 9
73
1
1500
Grupo 10
58
5
2100
Grupo 11
9
22
1000
Grupo 12
77
13
800
Grupo 1
Fuente: USAENE con base en información SUI
Tabla 2-4 Número de unidades en las agrupaciones de las ZNI por rangos de potencia
Potencia
kW
Grupo
menor de
100
entre 100 y
300
entre 300 y
1000
más de
1000
86
14
8
2
165
8
9
0
0
3
616
39
27
1
4
7
3
8
0
1
5
26
2
4
3
6
14
0
1
7
4
4
4
0
0
8
37
4
1
8
9
66
3
3
1
10
51
2
2
3
11
5
2
2
0
12
56
14
7
0
Total
1133
95
76
16
Porcentaje
85,8%
7,2%
5,8%
1,2%
18
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Con base en la anterior información en la Tabla siguiente se relaciona el número de
plantas de generación de acuerdo con el número de unidades que la conforman.
Tabla 2-5 Número de unidades en cada sitio o localidad
Número de
localidades
Número de unidades en
cada localidad
1198
1
27
2
6
3
5
4
4
5
1
8 (Leticia)
Fuente: USAENE
Del análisis de los datos relacionados en la tablas anteriores, se puede señalar que el
85.8% de las plantas tienen una potencia nominal por debajo de 100 kW, y que 1198 de
las 1283 plantas, es decir el 92%, de las plantas reportadas por los prestadores al
SUI_SSPD a junio de 2012, están conformadas por una sola unidad o grupo electrógeno.
2.1.3
Marcas de grupos electrógenos en ZNI
La tabla siguiente agrupa las marcas de fabricantes de grupos electrógenos encontradas
en ZNI distribuidas por plantas y potencias. Como puede verse existe una alta diversidad
de marcas en el mercado correspondientes a plantas instaladas en los diversos sitios,
siendo Lister y Perkins las más representativas en número y Gummis y Detroit en
Potencia.
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Tabla 2-6 Relación de marcas en ZNI
MARCA
SIN INFORMACION
CANTIDAD PLANT/ J
KW NOMIN t
RPM
635
27,034.0
LISTER
98
2,798.3
1800
PERKINS
91
8,768.0
1800
CUMMINS
55
24,901.0
1800
VM-MARELLI
45
2,697.0
1800
DETROIT
33
11,370.0
1800
CATERPILLAR
25
8,137.0
1800
JOHN DEERE
20
1,820.0
1800
MAN
13
4,054.0
1800
ISOTTA FRASCHINI
10
5,575.0
1200
MWM
8
522.0
1800
BLACKSTONE
4
1,280.0
900
GMT - ANS
4
12,160.0
514
KUBOTA
4
45.3
1800
GENERAL
3
300.0
1800
EMD
2
4,600.0
900
HATS
2
14.0
1800
HONDA
2
22.0
1800
INTERNATIONAL
2
173.0
1800
IVECO
2
56.0
1800
1800
KOHLER
2
1,200.0
OLIMPIAN
2
120.0
1800
PEGASO
2
275.0
1800
7.0
1800
CHINA
BRIGGS
40.0
1800
F:G. WILSON
40.0
1800
FORD
50.0
1800
GUASCOR
837.0
1800
SAMBO
48.0
1800
VOLVO
171.0
1800
VOLVO PENTA
352.0
1800
WILSON
200.0
1800
16.0
1800
YAMMAR
TOTAL
1074
119,682.6
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INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS
Doc. AN-USA-882-03
Rev. 01
Fecha: 01/02/2013
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
2.2
INFORMACION DE PLANTAS EN SITIO
En este numeral se presenta el análisis de la información recopilada durante las visitas
efectuadas a sitios y plantas, designadas como muestra representativa.
2.2.1 Sitios visitados
En la gráfica siguiente se muestra la ubicación geográfica de los sitios visitados, Acandí,
Pizarro Bajo Baudó, Guapi, Puerto Leguízamo, Miraflores, Mitú y Puerto Inirida.
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CARI BE
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Figura 2-3 Localización geográfica de los 7 sitios visitados
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Las cabeceras municipales y localidades menores visitadas, se relacionan en la tabla a
continuación:
Tabla 2-7 Sitios visitados
Grupo
Chocó
Chocó
Cauca
Sitio Visitado
Acandí
San Francisco
Pizarro Bajo Baudó
Piliza
Virudó
Guapi
Atajo 1
Atajo 2
Chamón
Grupo
Guainía
Guaviare
Putumayo
Vaupés
Sitio Visitado
Puerto Inirida
El Remanso
Chorrobocón
Miraflores
Lagos del Dorado
Puerto Leguízamo
Puerto Ospina
Nueva Paya
Mitú
Acaricuara
En las cabeceras municipales visitadas se encuentran plantas de generación
conformadas por varias unidades alcanzando en conjunto el orden de algunos megavatios
(1 a 5 MW) de potencia instalada, estas plantas son atendidas por operadores dedicados
como en el caso de GUARI, MITU e INIRIDA, cuyas centrales de generación son
operadas por GENSA S.A. E.S.P. a través de un contrato de comodato con el Ministerio
de Minas y Energía (MME). Bajo la misma modalidad se encuentra la planta de PUERTO
LEGUIZAMO que es atendida por la empresa CEDENAR S.A. E.S.P.
En las demás cabeceras municipales las plantas de generación son operadas por las
empresas distribuidoras locales quienes tienen a cargo las plantas de las localidades
menores de su jurisdicción.
Tabla 2-8 Empresas que operan en la muestra de municipios seleccionada
Razón Social
Sigla
EMPRESA DE ENERGIA ELECTRICA DEL
DEPARTAMENTO DEL GUAVIARE SA ESP
EMPRESA
DE SERVICIOS PUBLICOS DE
LEGUIZAMO
EMPRESA DE SERVICOS PUBLICOS DE ACANDI
S.A E.S.P.
EMPRESA MIXTA DE SERVICIOS PUBLICOS DE
ENERGIA ELECTRICA DE GUAPI ENERGUAPI
S.A. E.S.P.
ENERGUAVIARE SA ESP
EMPULEG E.S.P.
EMSELCA S.A.E.S.P.
ENERGUAPI S.A. E.S.P.
GESTION ENERGETICA S.A. ESP
GENSA S.A. ESP
E. S. P. DE ENERGIA ELECTRICA DE BAJO
BAUDO PIZARRO S.A.
ELECTROBAUDO S.A. E.S.P.
MUNICIPIO DE MIRAFLORES GUAVIARE
MUNICIPIO DE MIRAFLORES GUAVIARE
DEPARTAMENTO DEL VAUPES
CENTRALES
E.S.P.
ELECTRICAS
DE
GOBERNACION DEL VAUPES
NARINO
S.A.
CEDENAR S.A. E.S.P.
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CREG
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La información y resultados logrados de las visitas de campo realizadas se encuentran en
cada uno de los informes anexos a este documento, de manera general los informes
contienen: Rutas de acceso, descripción de la zona, planos topográficos, levantamientos
de planos de planta de las centrales, características técnicas de los equipos, distribución
de equipos mayores, información técnica y operativa suministrada por las empresas en
sitio.
Igualmente se incluye en anexo aparte, la información suministrada en sede
administrativa de los operadores CEDENAR S.A. E.S.P. y GENSA S.A. E.S.P. y de las
empresas distribuidoras locales referidas a: Históricos de mantenimiento, actividades
adelantadas, costos de dichas actividades, costos de administración, operación y
mantenimiento, costos de combustibles, etc. Con base en esta información, se efectuó
una revisión y análisis con relación a operación y mantenimiento que se presenta en el
siguiente numeral.
A continuación se presenta una tabla que resumen la configuración y datos básicos de las
plantas visitadas a ser analizadas:
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Tabla 2-9 Relación de datos y configuración de plantas visitadas
GRUPO
Chocó
SIT IO
Acandí
San Francisco
Chocó
Pizarro Bajo B au d ó
Pilizá
Virudó
Cauca
Guapi
A tajo 1
A tajo 2
Chamón
G uainía
P u e r t o I n i ri d a
E l Remanso
Chorrobocón
Guaviare
M iraflores
Vaupés
Mitú
Lagos del Dorado
Acaricuara
Putum ayo
Puerto L e g u íz a m o
Puerto Ospina
Nueva Paya
U1
U2
U3
C a pacidad
Tra n sfo rm a d o re s
T a n q u e s de C o m b u s t i b l e
Consumo
(kW)
(k V A )
(galanes)
co m b ustib le
U4
U5
I n s t a la d a
1.000 1.000 1.000
144
3.000
144
738
800
180
146
106
75
500
500
500
800 1.600
7
20
125
1.000 1.250 1.500 2.100
60
60
412
412
320
180
230
750
750
750 1.600
120
900
900
900 1.000 1.500
1.538
326
181
3.900
7
20
125
5.850
60
60
1.144
255
94
220
410
3.850
120
5.200
En Uso
2
1
1.000 1.000
144
150
1.538
800
326
225
181
150
2.300 2.000
7
20
125
150
3.750 1.600
60
60
113
824 1.000
180
225
2.250 1.600
120
113
2.700
3
4
5
1
1.000
2.000
2.500
10.000
1.500
60
3.000
45
800
1.600 1.600 2.500 3.820 10.000
400
1.800
2.000
5.300
48.000
2
3
4
5
6
7
8
T o ta l
ga l/m e s
1.500
O peración
h o r a / d ía
3.500
0
8.000 6.000 5.000
2.000 31.000
1.500
60
3.000 3.000 6.800 6.800 6.800 10.800 10.800 51.000
0
0
800
5.000 2.000 2.000
19.000
0
0
1.800
0
5.300 5.300 1.500
17.400
0
10.000 5.000
63.000
25.500
2.070
11.550
720
600
48.000
300
360
870
216.000
440
440
540
1.116
54.000
120
54.000
15
8
11
5
4
6
4
24
6
16
18
6
6
6
24
4
4
475
475
75
0
1.440
8
94
94
75
0
420
4
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
2.2.2
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
Resumen de análisis y resultados
Los análisis que se presentan a continuación tienen en cuenta principalmente las plantas
de Mitú, Guapi y Puerto Inirida, dado que son éstas las que presentan información técnica
y de costos de operación y mantenimiento de los últimos 4 años.
En las demás visitas la información requerida fue escasa o inexistente lo que no permite
al consultor hacer un análisis particular.
2.2.2.1 Central de generación de Mitú (Vaupés)
La Central de MITÚ, es operada por la empresa GESTIÓN ENERGÉTICA S.A. E.S.P.,
GENSA S.A. E.S.P., cuya vinculación como operador de esta central data del 9 de
septiembre de 2004. En la siguiente Tabla se relacionan los grupos electrógenos que
conforman la central.
Tabla 2-10 Grupos electrógenos Central de MITU -VAU PÉS
Potencia
instalada
Marca
kW
Unidad 1
Cummins
KTA-50
1500
Unidad 2
Cummins
QST-30
750
Unidad 3
Unidad 4
Cummins
QST-30
Cummins
QST-30
750
750
Horas de
operación a
sep/2012
Overhaul realizados
Antes de
En
09/09/2004 operación
39724,3
Tres (el último realizado
el 18 de julio de 2011 a
las 35600 horas)
Antes de
En
09/09/2004 operación
21633,4
Entrada en
operación
Marzo de
2010
Marzo de
2010
Estado
actual
En
operación
En
operación
10840,1
12183
No especifica cuantos.
Ultimo overhaul 7 de
diciembre de 2011
Mtto sistema de
inyección, 15 sep 2012
Mtto sistema de
inyección, 15 sep 2012
2.2.2.1.1 Operación de la central
GENSA S.A. E.S.P., adelanta la operación de esta central, en virtud del Convenio
Interadministrativo de Comodato celebrado entre el operador y el Ministerio de Minas y
Energía; Según los antecedentes referidos en el CONTRATO INTERADMINISTRATIVO
GSA 07 de 2008 entre La Nación - Ministerio de Minas y Energía y Gestión Energética
S.A.E.S.P., GENSA, suscrito el 31 de enero de 2008, conforme a la copia suministrada
por GENSA S.A. E.S.P. El convenio ha sido objeto de renovaciones y actualmente se
encuentra vigente.
Dentro de los principales apartes del contrato se destaca:
“Que los bienes a entregar a GENSA por parte del MINISTERIO son los determinados en
el inventario levantado para efectos de la transferencia de la central de generación entre
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F ^ te : 01/02/2013
el IPSE, MINISTERIO y GENSA, efectuado el 17 de noviembre de 2007, el cual hace
parte del presente convenio como Anexo 1.
Objeto: Administrar, operar y mantener (AOM) los bienes recibidos en comodato y
comercializar la energía producida a través de los mismos, cuyo inventario se relaciona en
el anexo 1.
El valor de los bienes entregados se estimó en $1.036.855.367,76 m/cte.
Principales obligaciones:
Administrar, operar y mantener los bienes recibidos en Comodato de acuerdo con el
inventario físico de los bienes que el MINISTERIO le entregue, el cual hace parte
integrante de este convenio.
Constituir pólizas contra todo riesgo de la infraestructura entregada en COMODATO.
Suscribir un contrato de compraventa de energía eléctrica con el prestador del servicio en
Mitú por medio del cual le sean remunerados a GENSA los costos en los que incurra para
el cumplimiento de las obligaciones impuestas en este Convenio, así como para el
reconocimiento de los honorarios de GENSA.
Presentar en forma mensual por medio de archivo electrónico en Word y Excel un informe
de costos y de actividades dentro de los primeros quince días del mes siguiente al del
informe en donde reportará el costo de la energía generada por kWh, la generación bruta
de la unidades, las pérdidas de energía por transformación las energía autoconsumida,
las horas de operación acumuladas de las unidades de generación, los mantenimientos
de tipo mecánico y eléctrico realizados, el consumo de combustibles y lubricantes por
unidad de generación, el porcentaje de disponibilidad de las unidades de generación, la
ejecución del plan de manejo ambiental y un resumen de los costos incurridos en el AOM
de la central, así como toda aquella información específica solicitada por el Ministerio y
pertinente para verificar el cumplimiento de las obligaciones pactadas."
2.2.2.1.2 Suministro de combustible
De otra parte, el suministro del combustible para la operación de la central para el año
2012, es objeto de un contrato suscrito entre el operador y TERREL S.A., cuyos aspectos
principales se señalan a continuación:
CONTRATO 014 DE 2012 DE COMBUSTIBLE GENSA - ORGANIZACIÓN TERREL S.A.
“Objeto: Suministro de Electrocombustible liquido tipo Biodiesel o ACPM, entregado en la
planta de abastecimiento ubicada en San José del Guaviare, según la normatividad
vigente para la Central de Generación Diesel de Mitú (Vaupés).
Plazo: Desde la fecha de suscripción del acta de inicio del contrato hasta el 31 de
diciembre de 2012.
Valor: $4.179.900.000.00
El sitio de entrega será en la planta de abasto de San José del Guaviare. Los
combustibles suministrados se recibirán conforme las lecturas de los medidores de
combustible localizados en la planta del mayorista. El combustible contratado se pagará a
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SEIS MIL NOVECIENTOS SESENTA Y SEIS PESOS CON PUNTO CINCO CENTAVOS
POR GALÓN ($6.966,5).
El valor será reajustado de acuerdo con la regulación vigente y conforme a los criterios y
valores publicados en la página WEB de Ecopetrol para los meses posteriores. ’’
2.2.2.1.3 Transporte de combustible
El transporte del combustible hasta la central de generación de Mitú para 2012 está
contratado con la empresa AEROLÍNEA DEL CARIBE S.A. AER CARIBE S.A. según
contrato No. 019 - 2012.
Los principales aspectos del contrato son:
“Objeto: Contratar el transporte de combustible requerido para la operación de la central
de generación diesel del municipio de Mitú en el departamento del Vaupés.
Valor: $5.528.400,00
El contratista deberá desarrollar las siguientes actividades:
El contratista deberá transportar y poner en sitio seiscientos mil (600.000) galones de
electrocombustible tipo biodiesel o ACPM, necesarios para la operación de la central de
generación diesel de Mitú - Vaupés. Las cantidades mensuales de combustible a
transportar serán determinadas por GENSA S.A. E.S.P., según los requerimientos y
necesidades de la central de generación.
En caso de contingencia el contratista deberá recibir el combustible en la planta “Mansilla”
departamento de Cundinamarca, para su posterior transporte a la localidad de Mitú, al
precio establecido en el Formulario 2.2 de la oferta económica para contingencia.
El combustible será recibido por el líder de la Unidad Operativa de la Central de
generación, conforme a las lecturas del equipo de medición de combustible de la central
de generación y de los valores entregados se dejará constancia mediante acta suscrita
por un representante del contratista y el líder de la unidad operativa.
Solo se aceptará un porcentaje de diferencia máxima del 0.5% con relación al volumen
adquirido por GENSA SA ESP.
En caso que las pérdidas reales superen el 0.5 % el contratista deberá reintegran a
GENSA la cantidad de combustible correspondiente a la diferencia entre la pérdida
máxima permitida y la pérdida real reportada. ’’
2.2.2.1.4 Compra - venta de energía
La energía generada por la Central de Generación de Mitú, es vendida a la Gobernación
del Vaupés quien tiene a cargo la distribución y comercialización del servicio en el
municipio de Mitú, es decir, la prestación del servicio de energía eléctrica.
Algunos apartes del contrato:
“Objeto: El presente contrato tiene por objeto la venta o el suministro de energía eléctrica
por parte del VENDEDOR, requerida por los clientes del COMPRADOR, ubicados en el
área urbana y comunidades aledañas interconectadas del Municipio de Mitú, según las
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
condiciones, precios y demás estipulaciones que se establecen en este contrato bajo la
modalidad PAGUE LO DEMANDADO sin tope.
Sitio de entrega: El vendedor pondrá a disposición del COMPRADOR la energía
contratada por éste, en el arranque de los circuitos de distribución, cuyos medidores se
constituyen en la frontera comercial para efectos de entrega y facturación de la energía
por parte del VENDEDOR al COMPRADOR, sometiéndose a las normas y procedimientos
aplicables para tal fin. Dichos medidores pertenecen al Sistema Nacional de Monitoreo del
IPSE y cuentan con telemedida.
Precio.- El precio de energía eléctrica que pagará el COMPRADOR al VENDEDOR se
determinará mensualmente conforme lo establecido en el CAPITULO IV de la Resolución
CREG 091 de 2007 CARGOS REGULADOS PARA LA REMUNERACIÓN DE LA
ACTIVIDAD DE GENERACIÓN, o aquella que la modifique, adicione o subrogue, para los
costos de generadores diesel, operando con ACPM a velocidades de 1800 rpm tal como
se muestra en el anexo 1.
En el evento que la remuneración máxima del cargo de generación calculada conforme a
la resolución CREG 091 de 2007 o aquella que la modifique, adicione o subrogue, sea
inferior a los costos reales incurridos por el VENDEDOR en la actividad de generación,
éste facturará al COMPRADOR los costos reales incurridos con el objeto de hacer
sostenible la actividad de generación amparado en la resolución en la Resolución del
Ministerio de Minas y Energía 181891 del 4 de noviembre de 2008, en la cual dicho
Ministerio se compromete a asignar subsidios para cubrir el faltante de remuneración. ’’
2.2.2.1.5 Composición del Mercado del Mitú -Vaupés
En la Tabla siguiente se muestra el número de usuarios por estrato y sector que
conforman el mercado de energía eléctrica del casco urbano del municipio de Mitú y
zonas aledañas atendido por la Gobernación del Vaupés, a partir de la energía generada
por la central de generación de Mitú.
Tabla 2-11 Usuarios por estrato y por sector Mitú - Vaupés, 2012
2012
Estrato 1
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Fuente: SUI -S S P D
1022
1022
1015
1016
1016
1017
1028
1030
1035
Estrato 2
291
291
291
290
290
293
296
298
298
Estrato 3
16
16
16
16
17
17
17
17
17
Oficiales
31
31
31
31
31
31
33
33
33
Comerciales
161
162
162
159
158
157
162
164
167
Total
usuarios
1521
1522
1515
1512
1512
1515
1536
1542
1550
Consumo
de energía
(kWh)
66880,13
66557,21
67574,20
67241,02
66955,11
66756,47
68210,76
68483,46
68829,96
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
Consumo de energía - 2012 (kWh)
H-B-Enaro
lu ílk£
-
Febrert
— M arzo—
A tm
M ayo-
S p p tip m h rp
lulin
Figura 2-4 Consumo de energía (kWh) - 2012
A partir de la información publicada por el Centro Nacional de Monitoreo (CNM), en la
siguiente tabla se muestran los parámetros para agosto de 2012.
Tabla 2-12 Principales parámetros eléctricos de la localidad de Mitú - Agosto de 2012
Localidad
Mitú - Vaupés
Capacidad
instalada
2250
Potencia
Máxima
Mensual
(kW)
1625,28
Fecha Potencia
Máxima
Miércoles, agosto/08
/2012; 18:45:00
Demanda
mensual
(kWh)
Demanda
promedio
día (kWh)
732.695
23.635
Horas de servicio
promedio
23 horas 43 minutos
Fuente: Centro Nacional de Monitoreo - IRSE
Conforme con la información del CNM la demanda máxima presentada en agosto de 2012
alcanzó los 1625.28 kW, valor que representa el 43.34 % de la capacidad instalada
(1x1500 + 3x750); de acuerdo con la información del operador la máquina de 1500 kW
estuvo fuera de servicio desde el 13 de marzo de 2012 y volvió a operar a finales de junio
de 2012. Factor de planta de 43.34%
La potencia máxima presentada en el lunes 5 de diciembre de 2011 fue de 1668.52 kW
registrando una disminución del 1.8% respecto a la presentada en diciembre de 2010.
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F e c h a d /0 2 /2 0 1 3
fc-.V
,3
Figura 2-5 Diagrama Unifilar de la Central de Generación de MITÚ
2.2.2.1.6 Curvas de carga Central de Generación Mitú
Las curvas de cargas mostradas cuya fuente es el Centro Nacional de Monitoreo, indican
que con excepción del comportamiento un tanto atípico, mostrado entre las seis y la once
de la mañana en la curva de carga de día lunes, la curva del carga diaria tiende una
tendencia casi plana entre las 6 a.m. y las 17 p.m. presentando un leve pico de demanda
entre las 11 y las 12 del mediodía, y un marcado aumento de la demanda a entre las 17 y
las 21 horas.
FUENTE CNM
Figura 2-6 Curva de carga promedio por tipo de día
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Fecha: 01/02/2013
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F I ENTE CNM
Figura 2-7 Curva de carga promedio diaria mensual
Entonces, conforme a las curvas de carga mostradas, tenemos que la demanda superior
a los 1200 kW, se presenta entre las 17:00 y las 21:00 horas correspondiente a las horas
pico del día. Esto indica que durante 20 de las 24 horas la demanda puede ser atendida
con dos de las cuatro unidades instaladas en la central; tres grupos electrógenos
Cummins QST30 de 750 Kw y un grupo electrógeno Cummins KTA50 de 1500 kW. Sin
embargo, el tema relacionado con la configuración de la central y el análisis del despacho
de las unidades se trata de manera detallada más adelante.
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2.2.2.1.7 Energía generada y consumos de combustible por unidad
A continuación se presenta la información reportada por GENSA, correspondiente a la
energía generada por cada una de las cuatro (4) Unidades en operación y los consumos
de combustible para el periodo enero a octubre de 2012.
MES
Enero
Cant.
COMPORTAMIENTO HISTORICO DE GENERACIÓN DE ENERGIA
UNIDAD N° 1 (Cummins 1500 kW)
315.622
Febrero
171.341
Marzo
250.980
Abril
Mayo
Junio
84.237
Julio
268.566
Agosto
202.768
Septiembre
152.822
Octubre
TOTAL
1.446.336
Mes
Figura 2-8 Histórico de Generación Unidad N° 1 (CUMMINS KTA 50 - 1500 kW)
MES
Cant.
Enero
26.502,00
Febrero
14.696,00
Marzo
20.741,00
C O M P O R T A M IE N T O H IS T O R IC O DE C O N S U M O DE C O M B U S T IB L E
U N ID A D N° 1 (C u m m in s 1500 kW )
Abril
Mayo
Junio
8.088,00
Julio
32.214,00
Agosto
21.347,00
Septiembre
14.976,00
Mes
Octubre
TOTAL
138.564
Figura 2-9 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 1 (CUMMINS KTA 50 - 1500
kW)
Conforme a las gráficas mostradas y de acuerdo con los históricos de mantenimiento,
esta Unidad estuvo fuera de operación durante los meses de abril y mayo 2012. En la
Central existe una quinta Unidad de 1500 kW que se encuentra fuera de operación
pendiente de la realización de un Overhaul.
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MES
Enero
182.928
Febrero
232.448
Marzo
267.784
Abril
261.442
Mayo
271.695
Junio
256.042
Julio
239.296
Agosto
233.836
Septiembre
214.955
Octubre
262.613
TOTAL
COMPORTAMIENTO HISTORICO DE GENERACION DE ENERGIA
UNIDAD N° 2 (CUMMINS 750 KW)
Cant.
i
i
Mes
2.423.039
Figura 2-10 Histórico de Generación Unidad N° 2 (CUMMINS QST 30 - 750 kW)
MES
Enero
Cant.
14.451,00
Febrero
18.106,00
Marzo
19.638,00
Abril
18.519,00
Mayo
19.263,00
Junio
18.077,00
Julio
17.942,00
Agosto
17.024,00
Septiembre
16.317,00
Octubre
22.314,00
TOTAL
C O M P O R T A M IE N T O H IS T O R IC O DE C O N S U M O DE C O M B U S T IB L E
U N ID A D N° 2 (C U M M IN S 7 5 0 K W )
Mes
181.651
Figura 2-11 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 2 (CUMMINS QST 30 - 750
kW)
33
CREG
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MES
Cant.
Enero
60.000
Febrero
76.291
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
COMPORTAMIENTO HISTORICO DE GENERACION DE ENERGIA
UNIDAD N° 3 (CUMMINS 750 KW)
Marzo
Abril
248.460
Mayo
265.852
Junio
248.486
Julio
108.001
Agosto
167.184
Septiembre
101.097
Octubre
249.148
TOTAL
Mes
1.524.519
Figura 2-12 Histórico de Generación Unidad N° 3 (CUMMINS QST 30 - 750 kW)
MES
Cant.
Enero
4.261,00
Febrero
5.462,00
COMPORTAMIENTO HISTORICO DE CONSUMO DE COMBUSTIBLE
UNIDAD N° 3 (CUMMINS 750 KW)
Marzo
Abril
16.517,00
Mayo
18.067,00
Junio
16.831,00
Julio
7.571,00
Agosto
11.879,00
Septiembre
Octubre
TOTAL
7.636,00
Mes
19.847,00
108.071
Figura 2-13 Histórico de Consumo Unidad N° 3 (CUMMINS QST 30 - 750 kW)
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MES
135.686
Febrero
180.459
Marzo
270.806
Abril
231.029
Mayo
202.929
Junio
143.293
Julio
27.925
Agosto
132.987
Septiembre
226.235
Octubre
TOTAL
CO M P O R TA M IE N TO H ISTO R IC O DE G EN E R A C IÓ N DE EN ER G IA UN ID A D
N° 4 (C U M M IN S 750 KW)
Cant.
Enero
£ ^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
s
Z
i
269.690
Mes
1.821.039
Figura 2-14 Histórico de Generación Unidad N° 4 (CUMMINS QST 30 - 750 kW)
MES
Enero
Cant.
10.751,00
Febrero
13.673,00
Marzo
20.738,00
Abril
17.473,00
Mayo
15.123,00
Junio
10.578,00
Julio
2.128,00
Agosto
9.736,00
Septiembre
17.394,00
Octubre
21.262,00
TOTAL
COMPORTAMIENTO HISTORICO DE CONSUMO DE COM BUSTIBLE
UNIDAD N° 4 (CUMMINS 750 KW)
Mes
138.856
Figura 2-15 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 4 (CUMMINS QST 30 - 750
kW)
2.2.2.1.8 Consumo específico por unidad
La siguiente tabla se presenta un comparativo entre los rendimientos reportados por el
operador a septiembre de 2012 para cada una de las cuatro unidades frente a los
rendimientos de las fichas técnicas de fabricante y frente a los rendimientos reconocidos
por rangos de potencia en la Resolución CREG 091 de 2007; consumo específico de
0.801 gl/kWh para máquinas entre 1000 y <=2000 kW y de 0.825 gl/kWh para máquinas
entre 200 y <=1000kW.
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Tabla 2-13 Comparativo de consumo especifico de la unidades de MITÚ
kW
Potencia
instalada
Ma rea
(nomin
al)
Unidad 1
Cummins KTA-
R endim iento prom edio
R endim iento ficha fabricante
2012 a 75% de carga
(PRIME)
kWh/gl
gl/kW h
A 100% de carga
A 75% de carga
gal/kW h
gal/kW h
R endim ient
Diferencia
respecto a
%
fabrica
o 091 CREG
gl/kW h
1500
10,42263235
0,0959451
0,0674131
0,0700129
0,0259322
0,37
0,0801
750
13,31166536
0,0751221
0,0705882
0,0715686
0,0035535
0,05
0,0825
750
14,03777873
0,0712363
0,0705882
0,0715686
-0,0003323
0,00
0,0825
750
13,14588539
0,0760694
0,0705882
0,0715686
0,0045008
0,06
0,0825
50
Unidad 2
Cummins QST30
Unidad 3
Cummins QST30
Unidad 4
Cummins QST30
Diferencia
respecto a
%
CREG
0,0158451
0,20
-0,0073779
-0,09
-0,0112637
-0,14
-0,0064306
-0,08
Los resultados indican que la unidad 1, Cummins KTA 50 de 1500 kW, presenta un
consumo actual que esta 37% por encima del consumo de ficha técnica del fabricante; y
un 20 % por encima del valor reconocido por la resolución CREG 091 de 2007 para el
rango de potencia entre 1000 y 2000 kW. Es de aclarar que la Resolución CREG no
especifica a que porcentaje de carga se reconoce dicho consumo.
La unidades 2 y 4 (Cummins QST-30) tienen un consumo en un rango de 5 a 6 % superior
al ofrecido por el fabricante en su ficha técnica, pero inferior en un rango del 8% al 9%
respecto al reconocido en la Resolución CREG 091 de 2007. La Unidad 3 instalada en
marzo de 2010 junto con la unidad 4, tiene un consumo específico ligeramente menor al
dado por el fabricante, y menor en un 14% al reconocido en la Resolución CREG 091 de
2007.
Estos resultados indican por una parte, que los consumos dados por el fabricante para la
máquina QST30 a condiciones ISO se cumplen a las condiciones ambientales de MITÚ
(27 grados, humedad relativa 84% y 450 msnm) y por otra parte que el rendimiento
reconocido en la Resolución CREG está un 14% por encima para una máquina con cerca
de 11.840,1 horas de operación.
Con base en la información suministrada por el operador, a continuación se presentan los
datos y el análisis correspondiente de la energía generada y el consumo de combustible
de cada Unidad.
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CREG
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Tabla 2-14 Energía generada por Unidad 2012 - MITÚ - (kWh)
MES
Enero
Total
GENSA
Unidad 1
Unidad 2
Unidad 3
Unidad 4
315.622
182.928
60.000
135.686
694.236
76.291
Febrero
171.341
232.448
Marzo
250.980
267.784
180.459
660.539
270.806
789.570
740.931
Abril
261.442
248.460
231.029
Mayo
271.695
265.852
202.929
740.476
256.042
248.486
143.293
732.058
Junio
84.237
Julio
268.566
239.296
108.001
27.925
643.788
Agosto
202.768
233.836
167.184
132.987
736.775
Septiembre
152.822
214.955
101.097
226.235
695.109
262.613
249.148
269.690
781.451
2.423.039
1.524.519
1.821.039
Octubre
TOTAL
1.446.336
CNM
Diferencia
732.695
4.080
7.214.933
Tabla 2-15 Consumo de combustible por Unidad 2012 - MITÚ - (galones)
MES
Unidad 1
Unidad 2
Unidad 3
Unidad 4
Total
Enero
26.502,00
14.451,00
4.261,00
10.751,00
55.965
Febrero
14.696,00
18.106,00
5.462,00
13.673,00
51.937
Marzo
20.741,00
19.638,00
20.738,00
61.117
Abril
18.519,00
16.517,00
17.473,00
52.509
Mayo
19.263,00
18.067,00
15.123,00
52.453
8.088,00
18.077,00
16.831,00
10.578,00
53.574
Junio
Julio
32.214,00
17.942,00
7.571,00
2.128,00
59.855
Agosto
21.347,00
17.024,00
11.879,00
9.736,00
59.986
Septiembre
14.976,00
16.317,00
7.636,00
17.394,00
56.323
22.314,00
19.847,00
21.262,00
63.423
181.651
108.071
138.856
567.142
Octubre
TOTAL
138.564
El consumo promedio diario de combustible durante los meses de enero a octubre de
2012 es de 1890.47 galones. Con un precio por galón de $ 16,180.5 incluido el transporte,
según contrato para 2012, tenemos que en solo combustible la central de generación de
MITÚ genera un gasto diario de $30,588,803.8.
Por concepto de solo combustible el valor del kWh generado durante lo corrido de 2012
en la Central de Generación de Mitú resulta en $1271.89/kWh.
Así las cosas, a título ilustrativo se puede mencionar que una reducción del 10% en el
consumo de combustible representa para la central de generación de Mitú una reducción
por encima de tres millones de pesos diarios, teniendo en cuenta que actualmente la
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CREG
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INFORME FINAL-ESTUDIOS EN ZNI_____________________________________________________ ^ 0 1 / 0 2 / 2 0 1 3
central de Mitú consume $30,588,803.8 equivalente a 1.890, 47 galones diarios de
combustible.
Tabla 2-16 Consumo específico por Unidad 2012 (gl/kWh)
MES
Unidad 1
Unidad 2
Unidad 3
Unidad 4
Enero
0,08396753
0,07899829
0,07101667
0,07923441
Febrero
0,08577048
0,07789269
0,07159429
0,0757679
Marzo
0,08264005
0,07333523
Abril
Mayo
0,07657881
0,07083407
0,0664775
0,0756312
0,07089935
0,06795886
0,0745236
Junio
0,09601482
0,0706017
0,0677342
0,07382077
Julio
0,11994817
0,07497827
0,0701012
0,07620412
Agosto
0,10527795
0,07280316
0,07105345
0,07321016
Septiembre
0,09799636
0,07590891
0,07553142
0,07688466
0,08496914
0,07965948
0,07883867
0,07512208
0,07123634
0,07606943
Octubre
PROMEDIO
0,09594505
jTfarl 1
Unidad 2
nidad 3
idad 4
V ______________________________________________________________________________ y
Figura 2-16 Consumo específico por Unidad. Para 2012 (gl/kWh)
Los datos suministrados y gráfica anterior indican que durante los meses de enero,
febrero, junio, julio, agosto y septiembre de 2012, operaron las cuatro unidades, lo cual en
primera instancia y bajo condiciones normales de operación, no pareciera un despacho
orientado a la eficiencia, teniendo en cuenta que la carga máxima de cerca de 1700 kW
se presenta en la hora pico, y aún en ese evento la demanda puede ser atendida por las
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tres de las cuatro unidades. No obstante, será el operador quien disponga de las razones
de tipo operativo o comercial pertinentes que expliquen este despacho.
Tabla 2-17 Comparativo del consumo específico de las unidades, tomando el consumo
promedio de 2012
Rendimiento promedio
2012 a 75% de carqa
Potencia
instalada
Marca
kW
(nominal)
Rendimiento ficha
fabricante (PRIM E)
kWh/gl
gl/kWh
A 100%
de carga
gal/kWh
A 75% de
carga
gal/kWh
Rendimiento
091 C REG
Diferencia
respecto a
fabrica
%
gl/kWh
Unidad 1
Cummins
KTA-50
1500
10,42263
0,0959451
0,0674131
0,0700129
0,0259322
0,37
0,0801
Unidad 2
Cummins
QST-30
750
13,31167
0,0751221
0,0705882
0,0715686
0,0035535
0,05
0,0825
Unidad 3
Cummins
QST-30
750
14,03778
0,0712363
0,0705882
0,0715686
0,00
0,0825
Unidad 4
Cummins
QST-30
750
13,14589
0,0760694
0,0705882
0,0715686
0,06
0,0825
0,0003323
0,0045008
Diferencia
respecto a
C REG
%
0,0158451
0,20
-0,0073779
-0,09
-0,0112637
-0,14
-0,0064306
-0,08
Fuente: Calcules USAENE LLC
Tomando el consumo específico promedio de los diez meses transcurridos de 2012
(enero - octubre), se obtienen los resultados mostrados en la Tabla anterior, los cuales no
difieren de los calculados con base en el promedio para septiembre de 2012. La Unidad 1,
tiene un consumo específico que supera en 37% el consumo especifico dado por el
fabricante y en 20% el consumo específico reconocido en la Resolución CREG091 de
2007. Esta unidad tiene tres overhaul el último realizado el 18 de julio de 2011 a las 35600
horas de operación.
La Unidad 2, muestra un consumo específico que supera en 5% el consumo específico
dado por el fabricante y es menor en 9% del reconocido en la Resolución CREG 091 de
2007.
La Unidad 3, presenta un consumo específico igual al consumo ofrecido por el fabricante
y menor en un 14% del reconocido en la Resolución CREG 091 de 2007. Es la unidad que
presenta el mejor desempeño y la que tiene menos horas de operación (10840,1 horas).
La Unidad 4, presenta un consumo específico superior en 6% al consumo ofrecido por el
fabricante y menor en un 8% del reconocido en la Resolución CREG 091 de 2007. Horas
de operación (12183 horas).
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Rev. 01
Fecha: 01/02/2013
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
FUENTE CNM
Figura 2-17 Resumen de Potencias máxima por localidad agosto 2012 [mayor a 450 kW],
En la gráfica anterior tomada del informe del Centro Nacional de Monitoreo (CNM), se
muestran las potencias máximas presentadas a agosto de 2012 para plantas con
capacidad instalada superior a 450 kW. Para la Central de MITÚ la potencia máxima
presentada durante ese periodo fue de 1625,28 kW, el día 8 de agosto de 2012.
Teniendo en cuenta que la Unidad No. 1 (Cummins KTA50; 1500 kW) está presentando
un consumo específico muy alto, con más de 35000 horas de servicio, sería
recomendable utilizar esta unidad solamente como respaldo y bajo condiciones normales
atender la demanda con las tres Unidades Cummins de 750 kW. Como se mencionó
anteriormente y conforme a la curva de carga, durante 20 horas diarias la demanda está
por debajo de 1400 kW la cual puede ser atendida con dos de las tres unidades de 750
kW.
2.2.2.1.9 Operación y mantenimiento
Con base en la información suministrada por el operador, a continuación se hace un
análisis de la información correspondiente a la Central de Generación de MITÚ.
UNIDAD 1: CUMMINS KTA 50, 1500 kW
La fecha de entrada en operación de esta unidad es anterior a la vinculación de GENSA
(09/09/2004) en que asumió la operación de esta central. Horas de operación: 39.724,3.
Indisponible desde el 13 de marzo por “posible recostamiento de pistones" La unidad es
sacada de operación por el personal técnico de la central al notar mal funcionamiento.
El histórico de mantenimiento suministrado por GENSA, incluye cinco registros entre el 9
de octubre de 2010 hasta el 13 de marzo de 2012 fecha en que sale de operación. Vuelve
a generar a partir de junio de 2012, de acuerdo con la información de energía generada y
consumo de combustible por Unidad suministrada por el operador.
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F ^ te : 01/02/2013
Así las cosas, realmente la información sobre las actividades de mantenimiento
adelantadas obre esta unidad es muy escasa, cinco registros de mantenimiento para 17
meses, lo cual no permite adelantar mayores análisis sobre las actividades desarrolladas.
El rendimiento promedio reportado para el mes de septiembre de 2012 es de 10,204
kWh/galón.
UNIDAD 2: CUMMINS QST 30, 750 kW
La fecha de entrada en operación de esta unidad es anterior al 9 de septiembre de 2004,
que es la fecha en que GENSA S.A. E.S.P. asumió la operación de esta central. Horas de
operación: 21.633.4 Indisponible desde el 1 de febrero por daño en el turbo.
El histórico de mantenimiento suministrado por GENSA solo relaciona una actividad
realizada el 7 de diciembre de 2011 consistente en un overhaul a las 15.569 horas de
operación.
El operador reporta un rendimiento promedio para el mes de septiembre de 13.174
kWh/gal.
UNIDAD 3: CUMMINS QST 30, 750 kW
La fecha de entrada en operación de esta unidad es marzo de 2010. Horas de operación
a octubre de 2012: 10.840,1 horas; vida útil esperada: 25.000 horas aproximadamente, de
acuerdo con la información de GENSA.
El histórico de mantenimiento reportado incluye solo el registro de dos actividades, una
correspondiente a la fecha de la instalación de la unidad y una segunda actividad al
mantenimiento de 6000 horas, realizado a las 6.725 con la siguiente descripción:
“Mantenimiento de 6000 horas, corresponde al cambio de toberas, inyectores. Calibración
motor. Reparación turbos. Reparación bomba de agua. Reparación tensor correas.
Horómetro: 6.725.
El operador reporta un rendimiento promedio a septiembre de 2012 de 13.240 kWh/galón,
teniendo en cuenta un porcentaje de carga de 75%.
UNIDAD 4: CUMMINS QST 30, 750 kW
La fecha de entrada en operación de esta unidad, al igual que la unidad 3, fue en marzo
de 2010. Horas de operación a octubre de 2012: 12.183 horas; vida útil esperada: 25.000
horas aprox. GENSA.
El histórico de mantenimiento reportado solamente incluye cuatro (4) actividades entre
marzo de 2010 y febrero 11 de 2012. La primera actividad corresponde al montaje de la
Unidad. La segunda corresponde al mantenimiento de 6000 horas, similar al realizado
sobre la Unidad 3.
A partir de los históricos de mantenimiento suministrados por GENSA, se puede inferir lo
siguiente:
La Unidad 1, CUMMINS KTA 50, 1500 kW con 39.724,3 horas de operación y tres (3)
overhaul realizados, está al término de su vida útil, y presenta un consumo específico
superior en 37% del consumo de fabricante y 20% del reconocido por la CREG. Así las
cosas, lo recomendable sería que esta Unidad se utilice como respaldo y solamente se
despache en situaciones de emergencia, dado que con las otras tres Unidades se tiene
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una potencia de 2250 kW, suficiente para atender la demanda máxima que se presenta
en las horas pico de cerca de 1700 kW.
En cuanto a las actividades de mantenimiento, tenemos que las reportadas sobre las
Unidades 3 y 4, Cummins QST30 de 750 kW con fecha de instalación marzo de 2010 y
12.000 horas de operación en promedio, corresponden básicamente al mantenimiento
programado de las 6000 horas y ninguna salida forzada. No se registran en el histórico las
actividades de mantenimiento operativo a realizar cada 250 - 300 horas (cambios filtros y
aceite).
A continuación se relacionan las actividades de mantenimiento rutinario durante 2010
adelantadas por el operador de acuerdo con su información.
Tabla 2-18 Actividades de mantenimiento rutinario - Mitú
ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO RUTINARIO - MITÚ - 2010
COSTOS MES DE ENERO 2010
COSTOS DE MANTENIMIENTO RUTINARIO
Anticipo 50% orden P02713 cuyo objeto es suministro de
materias para obras civiles
Rollos de cinta super, cuchillos de zapatería, rollos cinta scotch
$ 22.612.216,00
FN
17324054
$ 22.020.500,00
FN
57768
$ 591.716,00
COSTOS MES DE FEBRERO
COSTOS DE MANTENIMIENTO RUTINARIO
$ 107.386.464,00
tornilleria montaje unidades de generación en mitu
Pago final orden P02713 cuyo objeto es suministro de materias
para obras civiles
Envió de muestras aceites
FN
CF-30155
$ 178.698,00
FN
17324054
$ 22.020.500,00
FN
32128780
$ 18.400,00
Envió de ponchadora hidráulica
FN
32128780
$ 133.200,00
FN
50258
$ 34.603.904,00
FN
567
-$ 282.641,00
FN
58063
$ 9.342.622,00
FN
58033
$ 35.205.000,00
FN
23961
$ 288.216,00
FN
23923
$ 639.507,00
Viáticos Miller cambindo por motivo de puesta en servicio de
unidades de generación nuevas y equipos asociados
FN
94439518
$ 1.358.500,00
Viáticos Miller cambindo por motivo de puesta en servicio de
unidades de generación nuevas y equipos asociados
FN
94439518
$ 1.261.000,00
Tiquete aereo Gustavo moreno mlzes-bog-mzles por motivo de
pruebas eléctricas y montaje de dos unidades de generación
FN
23891
$ 267.336,00
Tiquete aereo REVISADO Gustavo moreno mlzes-bog-mzles
por motivo de pruebas eléctricas y montaje de dos unidades de
generación
FN
24140
$ 84.456,00
Tiquete aereo REVISADO Miller cambindo y gustavo moreno
por motivo de puesta en servicio de unidades de generación
FN
24399
$ 222.718,00
Turbocargador, filtros de combustible, filtros de aceite, filtros de
aire, refrigerante
Nota crédito por filtro separador FS 1206 por cobro en mayor
cantidad
Baterías willard y planta auxiliar, arrancador directo
Celda secc 15K v630A mando motorizado QM15kv
Tiquete aereo Miller cambiando mzles-bog-m zles por motivo de
puesta en servicio de unidades de generación nuevas y
equipos asociados
Tiquete aereo Miller cambiando bog-mitu-bog por motivo de
puesta en servicio de unidades de generación nuevas y
equipos asociados
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
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ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO RUTINARIO - MITU - 2010
nuevas y equipos asociados
Viáticos gustavo moreno por motivo de pruebas eléctricas y
montaje de dos unidades de generación
FN
10236573
$2.045.048,00
Filtro de aire A H 1 135 y carcaza
acompañamiento en la puesta en servicio de dos unidades de
generación, instalación de seccionadores de acople para
sincronismo, cableado de potencia
Manguera plana, manguera de lado succión, etc
FN
50511
$ 3.415.040,00
FN
10215434
$ 7.626.740,00
FN
50585
$ 3.217.596,00
Envió de martillo moledor
FN
32142203
$ 73.000,00
Tiquete aereo Gustavo moreno bog-mitu-bog por motivo de
pruebas eléctricas y montaje de dos unidades de generación
FN
23739
$ 673.507,00
FN
23991
$ 94.896,00
FN
24679
$ 265.677,00
FN
50737
$ 9.184.293,00
COSTOS MES DE MARZO
COSTOS DE MANTENIMIENTO RUTINARIO
Tiquete aereo REVISADO Gustavo moreno mlzes-bog-mzles
por motivo de pruebas eléctricas y montaje de dos unidades de
generación
Tiquetes aerees REVISADO gustavo moreno, miller cambindo
bog-mzles, bog-pei por motivo de pruebas eléctricas y montaje
de dos unidades de generación
Filtros de combustible, filtros de aceite, filtros de agua
$ 24.550.749,00
COSTOS MES DE ABRIL
$ 14.525.603,00
Prestación de servicio tecnicio en la central de mitu como
ayudante No 2
Prestación de servicio tecnicio en la central de mitu como
ayudante No 1
FN
18204258
$ 1.326.000,00
FN
18202866
$ 1.326.000,00
Filtros de agua W 2074-W 2076
FN
$4.006.153,00
Elementos de ferretería
FN
50980
6428-64296431-64326433-64346435-64366437-64386439-64416442-64446445-64466447-64486449-64506453-64546455-6456
$ 7.867.450,00
COSTOS MES DE MAYO
COSTOS DE MANTENIMIENTO RUTINARIO
$ 0 ,0 0
FN
COSTOS DE MANTENIMIENTO RUTINARIO
$ 0 ,0 0
FN
COSTOS MES DE JUNIO
COSTOS DE MANTENIMIENTO RUTINARIO
$ 7.475.550,00
Puerta de madera y ventilador para casa maquinas
FN
6871
$ 500.000,00
Fusibles de 2 amp tipo h y juego de copas
FN
6878
$ 290.000,00
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CREG
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INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
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ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO RUTINARIO - MITU - 2010
Crc eléctrico, juego de destornilladores, caja para
herramientas, alicate, pinzas y terminales
FN
6879
$ 304.000,00
candados, cintas enm ascarar y aislantes
FN
6880
$ 199.500,00
terminales premoldeadas 13,200 kv 3m
Electrovalvulas, reducciones, universales hembra, fusibles
varios
FN
6891
$2.340.000,00
FN
6916
$ 3.468.000,00
Electrobombas 1/2 hp
FN
6918
$ 240.000,00
Envió de baterías
FN
32185579
$ 134.050,00
COSTOS MES DE JULIO
COSTOS DE MANTENIMIENTO RUTINARIO
$ 2.674.529,00
Tiquete aereo Miller cambindo y andrea osorio mzles-bogmzles por motivo de instalación medidores de combustible con
control electrónico
FN
26552
$ 340.716,00
Tiquete aereo Miller cambindobog-mitu-bog por motivo de
instalación medidores de combustible con control electrónico
FN
26553
$ 603.863,00
Viáticos miller cambindo por motivo de instalación medidores
de combustible con control electrónico
FN
94439518
$ 786.600,00
$ 943.350,00
llave bristol,acido batería,limpiones, convertidor, lamparas,
acido muriatico, tornillos, detergente
FN
71003002-7
$ 367.750,00
gasolina pura para mtto unidades
FN
79,105,106-1
$ 345.600,00
servicio de limpieza y poda de la central por los alrededores
FN
18201855
$ 80.000,00
compra de palo rollizo para los tanques de combustible
FN
7,837,580
$ 150.000,00
COSTOS MES DE AGOSTO
COSTOS DE MANTENIMIENTO RUTINARIO
reparación sistema de inyección y mano de obra unidad qst 30
(2) 750kw
COSTOS DE MANTENIMIENTO RUTINARIO
$ 29.212.062,00
FN
121541
$ 29.212.062,00
$ 0 ,0 0
FN
COSTOS MES DE SEPTIEMBRE
COSTOS DE MANTENIMIENTO RUTINARIO
Filtros de aire, filtros de combustible, filtros de aceite
$ 13.942.933,00
FN
52494
$ 13.942.933,00
COSTOS MES DE OCTUBRE
COSTOS DE MANTENIMIENTO RUTINARIO
$ 58.982.564,00
Primer pago suministro, transporte, montaje, pruebas y puesta
en operación de dos reconectadores que serán utilizados para
protección de los alimentadores de la central de generación
diesel de mitú, departamento del vaupés.
FN
50055
$ 47.306.644,00
Filtro de aire externo AF4674
FN
52871
7350-73537354-73557356-73657366-73677368-73697370-7371
$6.811.520,00
10236573
$ 50.000,00
Elementos para operación unidades central diesel mitu
Viáticos gustavo moreno por motivo de pruebas a
reconectadores para alimentadores de la central diesel de mitu
FN
$4.755.900,00
44
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO RUTINARIO - MITU - 2010
Viáticos Miller cambindo por motivo de pruebas a
reconectadores para alimentadores de la central diesel de mitu
FN
94439518
$ 58.500,00
Coordinación protecciones reconectadores media tension mitu
FN
414
$ 1.369.685,00
repuestos para la unidad 1500kw, y mano de obra
FN
122480
$ 19.360.720,00
COSTOS MES DE NOVIEMBRE
COSTOS DE MANTENIMIENTO RUTINARIO
$ 141.511.707,00
mantenimiento correctivo unidades generadoras
FN
122478
$ 41.455.104,00
repuestos requeridos para mantenimiento planta eléctrica
1500kw motor cummins k50g9
FN
122489
$ 52.965.798,00
Filtro aire interno AF4675
FN
53301
$4.732.800,00
Anticipo 50% servicio suministro, transporte y montaje de una
celda de distribución para las unidades 3 y 4 de mitu
FN
19118788
$ 13.734.400,00
Servicio de asistencia técnica para el mantenimiento y
calibración de un medidor de flujo marca LIQUID CONTROL M7-1
FN
627
$ 870.000,00
7 5 4 4 -7 5 4 5 -
Elementos para operación unidades central diesel mitu
FN
7546-75477548-75497550-75517552-7553
$ 5.673.200,00
$ 1.350.000,00
servicio y mantenimiento pe escritorio oficina y impresora
FN
14898728
soldadura unidades generadoras y contadores
FN
18392876
$ 140.000,00
$ 2 0 0 .0 0 0 ,0 0
gasolina pura,lavada pisos, maquinaria,tornillos
FN
79105106-1
$ 870.000,00
servicio y poda de la central por los alrededores
FN
17324054
$ 140.000,00
COSTOS MES DE DICIEMBRE 2010
COSTOS DE MANTENIMIENTO RUTINARIO
Tiquete aereo miller cambindo y gustavo moreno pei-bog por
motivo de acompañamiento e inspección del adecuado montaje
reconectadores y tablero de distribución de sincronismo
unidades 3 y 4
Tiquete aereo m iller cambindo y gustavo moreno bog-mitu-bog
por motivo de acompañamiento e inspección del adecuado
montaje reconectadores y tablero de distribución de
sincronismo unidades 3 y 4
Tiquete aereo miller cambindo y gustavo moreno pei-bog-pei
por motivo de acompañamiento e inspección del adecuado
montaje reconectadores y tablero de distribución de
sincronismo unidades 3 y 4
Tiquete aereo miller cambindo y gustavo moreno pei-bog por
motivo de acompañamiento e inspección del adecuado montaje
reconectadores y tablero de distribución de sincronismo
unidades 3 y 4
Tiquete aereo REVISADO JK51964 gustavo moreno bog-pei
por motivo de acompañamiento e inspección del adecuado
montaje reconectadores y tablero de distribución de
sincronismo unidades 3 y 4
Tiquete aereo REVISADO JK51646 Gustavo moreno bog-pei
por motivo de acompañamiento e inspección del adecuado
montaje reconectadores y tablero de distribución de
$ 97.110.538,01
FN
JK52063
$ 449.614,00
FN
JK51636
$ 1.077.368,00
FN
JK51646
$ 850.688,00
FN
JK51961
$ 548.214,00
FN
JK52062
$ 44.608,00
FN
JK51964
$ 71.868,00
45
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO RUTINARIO - MITU - 2010
sincronismo unidades 3 y 5
Tiquete aereo REVISADO JK51963 m iller cambindo bog-pei
por motivo de acompañamiento e inspección del adecuado
montaje reconectadores y tablero de distribución de
sincronismo unidades 3 y 5
Tiquete aereo REVISADO JK51646 m iller cambindo bog-pei
por motivo de acompañamiento e inspección del adecuado
montaje reconectadores y tablero de distribución de
sincronismo unidades 3 y 4
Viáticos gustavo moreno por motivo de intento viaje Mitu
FN
JK52061
$ 102.608,00
FN
JK51963
$ 71.868,00
FN
10236573
$ 453.204,00
Viáticos m iller cambindo por motivo de intento viaje Mitu (Viaje
pendiente para enero)
FN
94439518
$ 470.204,00
Pago contrato 071-2010 Contratar el suministro, transporte,
montaje, pruebas y puesta en operación de dos reconectadores
que serán utilizados para protección de los alimentadores de la
central de generación diesel de Mitú, Departamento del Vaupés
FN
51865
$ 47.306.644,00
FN
51.673.450-4
$ 10.750.000,00
FN
5811
$ 14.190.000,00
FN
7592-7591
$ 960.000,00
FN
10028800
$ 1 .0 0 0 .0 0 0 ,0 0
FN
124052
$ 3.100.680,00
FN
124052
$ 519.070,01
FN
4029
$ 13.734.400,00
Anticipo 50% orden P03676 Reparación de Radiador para
motor K 50 de 1500 Kw.
Pago final orden P03676 Reparación de Radiador para motor K
50 de 1500 Kw.
Elementos para operación unidades central diesel mitu
Diseño de estructura metálica para el área de almacenamiento
de combustible central diesel de Mitú
Correa Bomba Agua QST30
Correa V Alternador QST
Suministro, transporte y montaje de celda de distribución para
el sincronismo de las unidades 3 y 4 de mitú. Acople de
barrajes entre tableros, de acuerdo con el documento
"ESPECIFICACIONES PARA TABLERO MITÚ"
$ 1.409.500,00
servicio de asistencia técnica para el mantenimiento y
suministro de combustibles de un medidor de flujo
FN
830,123,869,2
$ 522.000,00
gasolina pura,lavada pisos, maquinaria,tornillos,radiadores
FN
79,105,106-1
$ 797.500,00
5603330
$ 90.000,00
tranporte de basuras al basurero municipal
Se destacan con fondo amarillo los precios de algunos ítems que en principio y ante la
ausencia de mayor información parecieran estar por encima de los costos de mercado,
especialmente aquellos cuyo concepto refieren compra de filtros e insumos menores
como correas. Otros no parecieran encajar dentro del concepto de mantenimiento
rutinario, sino que parece corresponder a suministros de equipos nuevos y
mantenimientos correctivos.
46
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
2.2.2.2
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
Central de generación de GUARI
La Central de Guapi, es operada actualmente por la empresa GENSA S.A. E.S.P., en
virtud de contrato de comodato suscrito por el Ministerio de Minas y Energía (MME). En la
siguiente Tabla se relacionan cinco (5) grupos electrógenos encontrados en la central al
momento de la visita. La empresa GENSA S.A. E.S.P., no relaciona dentro del parque de
generación la unidad EMD de 1600 kW que se encuentra fuera de servicio.
Tabla 2-19 Grupos electrógenos Central de GUARI
Grupo
Electrógeno
Marca
Potencia
nominal (kW)
Unidad 1
Cummnins KTA38
800 kW
Unidad 2
MTU
500 kW
Unidad 3
MTU
500 kW
Unidad 4
MTU
500 kW
Unidad 5
EMD
1600 kW
Observaciones
Fuera de servicio (no reportada por
GENSA en la información suministrada)
2.2.2.2.1 Contrato de comodato GENSA- MME
Objeto: Administrar, operar y mantener (AOM) los bienes recibidos en comodato y
comercializar la energía producida a través de los mismos, cuyo inventario se relaciona en
el anexo 1.
El valor de los bienes entregados se estimó en $794.624.279,67
Según inventario levantado por IRSE, MINISTERIO Y GENSA el 4 de julio de 2008
Constituir pólizas contra todo riesgo de la infraestructura entregada en COMODATO
Presentar informes mensuales de AOM (SE PIDIERON AL MME)
2.2.2.2.2 Contrato de combustible GENSA - ORGANIZACIÓN TERPEL S.A.
Objeto: Contratar la compraventa de electrocombustible líquido tipo biodiesel o ACPM
puesto en sitio, según la normatividad vigente para las centrales de Guapi y Bahía Solano.
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MES
Cant.
Enero
203.119
Febrero
237.249
Marzo
261.717
Abril
247.723
Mayo
220.250
Junio
224.886
Julio
239.963
Agosto
96.299
Septiembre
72.207
Octubre
TOTAL
F e c h a d /0 2 /2 0 1 3
C O M P O R T A M IE N T O H IS T O R IC O D E G E N E R A C IÓ N D E E N E R G IA
U N ID A D N° 1
203.119
2.006.532
CESA
Tabla 2-20 Histórico de Generación Unidad N° 1 (CUMMINS 800 kW)
MES
Enero
Cant.
2.238,00
Febrero
17.789,00
Marzo
19.738,00
Abril
18.926,00
Mayo
16.626,00
Junio
17.288,00
Julio
18.457,00
Agosto
7.285,00
Septiembre
5.313,90
Octubre
TOTAL
COMPORTAMIENTO HISTORICO DE CONSUMO DE COMBUSTIBLE
UNIDAD N° 1
15.201,00
CESA
138.862
Tabla 2-21 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 1 (CUMMINS 800 kW)
48
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
MES
Cant.
Enero
167.919
Febrero
43.040
Marzo
48.605
Abril
66.626
Mayo
77.929
Junio
79.778
Julio
71.193
Agosto
139.895
Septiembre
191.838
Octubre
F e c h a d /0 2 /2 0 1 3
COM PO R TA M IEN TO HISTO RICO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA
UNIDAD N° 2
190.447
TOTAL
1.077.268
Mes
Figura 2-18 Histórico de Generación Unidad N° 2 (MTU 500 kW)
MES
Enero
Cant.
12.937,00
Febrero
3.338,00
Marzo
3.812,00
Abril
5.411,20
Mayo
6.078,00
Junio
6.379,00
Julio
C O M P O R T A M IE N T O H IS T O R IC O DE C O N S U M O DE C O M B U S T IB L E
U N ID A D N° 2
5.747,00
Agosto
10.483,00
Septiembre
14.314,00
Octubre
14.364,00
TOTAL
82.863
B&SA
Figura 2-19 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 2 (MTU 500 kW)
49
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MES
Enero
F e c h a d /0 2 /2 0 1 3
Cant.
COMPORTAMIENTO HISTORICO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA
UNIDAD N° 3
71.465
Febrero
188.158
Marzo
184.306
Abril
166.128
Mayo
175.978
Junio
159.257
Julio
164.427
Agosto
179.135
Septiembre
182.111
Octubre
178.707
TOTAL
1.649.673
C
E
S
A
Mes
Figura 2-20 Histórico de Generación Unidad N° 3 (MTU 500 kW)
MES
Enero
Cant.
5.360,00
Febrero
14.044,00
Marzo
13.742,00
Abril
13.170,34
Mayo
13.497,00
Junio
12.372,00
Julio
12.975,00
Agosto
13.421,00
Septiembre
13.510,00
Octubre
13.520,00
TOTAL
125.611
COMPORTAMIENTO HISTORICO DE CONSUMO DE COMBUSTIBLE
UNIDAD N° 3
Mes
G E /S A
Figura 2-21 Histórico Consumo Combustible Unidad N° 3 (MTU 500 kW)
50
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MES
Enero
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
Cant.
COMPORTAMIENTO HISTORICO DE GENERACION DE ENERGIA
UNIDAD N° 4
167.442
Febrero
164.909
Marzo
167.726
Abril
180.312
Mayo
188.194
Junio
177.665
Julio
182.085
Agosto
196.445
Septiembre
196.580
Octubre
85.715
TOTAL
1.707.072
0 5 £ d
Figura 2-22 Histórico de Generación Unidad N° 4 (MTU 500 kW)
MES
Cant.
Enero
12.628,00
Febrero
12.286,00
Marzo
12.680,00
Abril
13.757,00
Mayo
14.312,00
Junio
13.645,00
Julio
14.116,00
Agosto
14.913,00
Septiembre
14.881,00
Octubre
COMPORTAMIENTO HISTORICO DE CONSUMO DE COMBUSTIBLE
UNIDAD N° 4
6.602,00
TOTAL
129.820
CS&SA
Mes
Figura 2-23 Histórico Consumo Combustible Unidad N° 4 (MTU 500 kW)
51
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
£ ^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
En la Figura 2-17 del Centro Nacional de Monitoreo (CNM), se muestran las potencias
máximas presentadas a agosto de 2012 para plantas con capacidad instalada superior a
450 kW. Para la Central de GUARI la potencia máxima presentada durante ese periodo
fue de 1684.76 kW.
Durante el año 2011, la potencia máxima fue de 1755.16 kW y se presentó el sábado 31
de diciembre a las 20:15 horas, con respecto a la máxima de diciembre de 2010 (1673.32
kW) creció 4.9%.
Durante 2012, la potencia máxima de 1601.16 kW se presentó el 8 de agosto a las 19:15
horas.
Tomando un crecimiento anual del 5% como el presentado para entre diciembre de 2010
y diciembre de 2011, se esperaría que la potencia máxima a presentarse en diciembre de
2012 fuese de 1842.9 kW.
Así las cosas, la potencia agregada de las cuatro (4) unidades que se encuentran en
operación, suma 2300 kW para un factor de planta de 80.12%.
FVENTE CNM
Figura 2-24 Curva de carga promedio diaria mensual
En la gráfica anterior se compara la curva promedio diaria del mes diciembre del 2010 y
del 2011, presentándose un crecimiento en la demanda del 9.3%.
La demanda que supera los 1400 kW se presenta entre las 18:00 y las 21:00 horas. Entre
las 00:30 y las 06:30 se presenta una demanda por debajo de los 500 kW, la cual puede
ser atendida por una sola máquina de 500 kW.
52
CREG
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F ^ te : 01/02/2013
2.2.2.2.3 Operación y mantenimiento
Con base en la información suministrada por el operador, a continuación se hace un
análisis de la información correspondiente a la Central de GUARI.
UNIDAD 1: CUMMINS KTA38 800 kW; 480 V; SERIE J9505906
La fecha de entrada en operación es anterior al 24 de junio de 2005 según lo informado
por GENSA S.A. E.S.P. Horas de operación: 35.914,5
Para esta unidad, la empresa operadora, suministró las actividades de mantenimiento
realizadas para el periodo comprendido entre el 17 de diciembre de 2010, hasta el 22 de
junio de 2012.
Durante el periodo de tiempo reportado de aproximadamente 18 meses, la empresa
según histórico de mantenimiento relaciona diez (10) actividades sobre esta Unidad; tres
(3) operativos; cuatro (4) preventivos; dos (2) correctivos y uno (1) externo al grupo
electrógeno consistente en el cambio de la acometida eléctrica de esta unidad.
Se destaca el mantenimiento correctivo realizado al generador el 12 de mayo de 2012,
pero sin descripción alguna del tipo de reparación realizada. Generalmente las labores de
mantenimiento sobre los generadores se limitan a verificar el estado de los bujes o
rodamientos y al soplado y limpieza de interna especialmente de los devanados, para
mantener en nivel de aislamiento.
Los costos asociados a estas actividades no se encuentran desagregados por actividad y
tampoco por unidad de generación. No obstante, con base en los precios de filtros y
lubricantes se determinaran de manera aproximada los costos de los mantenimientos
operativos.
El operador reporta un rendimiento promedio para esta Unidad de 13.588 kWh/gal durante
septiembre de 2012.
UNIDAD 2: MTU 500 kW, SERIE SSC-101006135
La fecha de entrada en operación de esta unidad fue el 6 de octubre de 2010. Horas de
operación a octubre de 2012: 9.493,4 horas; vida útil esperada: 30.000 horas aprox.
Con los datos anteriores tenemos un promedio diario de operación de 13.18 horas.
El operador reporta información histórica de mantenimiento desde el 11 de diciembre de
2010 hasta el 26 de abril de 2012. Catorce (14) meses.
De 37 actividades de mantenimiento reportadas durante este periodo, seis (6) son de
mantenimiento preventivo; veintinueve (29) operativo y dos (2) correctivos. No se hace
referencia a actividad alguna realizada sobre el generador.
Para el 26 de septiembre de 2011 se realizó una revisión general del grupo electrógeno la
cual concluyó con una recomendación de “No operar los equipos por encima del 80%
de carga hasta que se tenga análisis de fábrica.” No se encuentra la descripción de los
motivos que originan la restricción en la operación de la máquina. Posteriormente, para el
6 de octubre, se registra una actividad de mantenimiento correctivo con la anotación
“Ajuste DEEP SEA de la unidad”, la cual parecería que corrigió o eliminó el motivo de la
restricción por cuanto no se encuentra otro registro posterior sobre el tema.
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
El operador reporta un rendimiento promedio para esta Unidad de 13.402 kWh/gal durante
septiembre de 2012.
UNIDAD 3: MTU 500 KW, SSC-101006134
La fecha de entrada en operación de esta unidad fue el 6 de octubre de 2012. Horas de
operación a octubre de 2012: 10.266,5 horas; vida útil esperada: 29.000 horas aprox.
El histórico de mantenimiento reportado va desde el 25 de abril de 2011 a 25 de mayo de
2012, e indica que de las 42 actividades de mantenimiento adelantadas sobre este
equipo, 39 corresponden a mantenimiento operativo; 2 a mantenimiento correctivo y una
de mantenimiento correctivo.
La actividad de mantenimiento correctivo corresponde al cambio de un sensor de presión
de aceite.
El operador reporta un rendimiento promedio para esta Unidad de 13.480 kWh/gal durante
septiembre de 2012.
Llama la atención la vida útil esperada de 29.000 horas aproximadamente, lo que
pareciera estar relacionado con la expectativa de realizar tres overhauls.
UNIDAD 4: MTU 500 Kw, SERIAL No SSC - 101006136
La fecha de entrada en operación de esta unidad fue el6 de octubre de 2012. Horas de
operación a octubre de 2012: 10.319,41 horas; vida útil esperada: 29.000 horas aprox.
El histórico de mantenimiento reportado va desde el 5 de marzo de 2011 hasta el 25 de
mayo de 2012. Del total de 31 actividades, 26 corresponden a mantenimiento operativo, 2
a preventivo y 3 a correctivo.
Las dos actividades de mantenimiento correctivo son: Cambio de sensor de combustible y
ajuste DEEP SEA de la unidad.
La máquina tiene a la septiembre 2012 10.320 horas
esperada según el operador de 29.000 horas.
de servicio, frente a una vida
El operador reporta un rendimiento promedio para esta Unidad de 13.210 kWh/gal durante
septiembre de 2012.A continuación se presenta el resumen del número de actividades por
tipo de mantenimiento realizado sobre las cuatro (4) unidades que conforman la planta de
GUARI.
Tabla 2-22 Número de actividades de mantenimiento sobre las Unidades Diesel
Unidad No.
Unidad
Unidad
Unidad
Unidad
1,
2,
3,
4,
800 kW
500 kW
500 kW
500 kW
Totales
Porcentaje
Tipo de mantenimiento
Operativo
Preventivo
Correctivo
3
4
2
29
6
2
39
2
1
26
2
3
97
14
8
82%
12%
6%
Periodo
17 diciembre 2010 a 22 junio 2012
11 diciembre 2 0 1 0 a 26 abril 2 0 1 2
25 abril 2011 a 25 mayo 2012
5 marzo 2011 a 25 mayo 2012
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De la relación de actividades de mantenimiento suministrada por el operador GENSA S.A.
E.S.P., podemos concluir de manera general que la mayoría de ellas (94%), corresponden
a actividades de mantenimiento operativo y preventivo con la periodicidad recomendada
por el fabricante.
Los históricos de mantenimiento reportados corresponden básicamente a los dos últimos
años (2011 hasta mayo 2012), mientras que la información de costos de AO&M
suministrada por GENSA S.A. E.S.P., data de octubre de 2008 hasta junio de 2012, estos
costos se presentan de manera agregada, es decir no se encuentran discriminados los
costos por unidad, hecho que dificulta la identificación y valoración de los mismos.
El periodo de reporte de actividades de mantenimiento que es común para las cuatro
unidades, va desde el 25 de abril de 2011 hasta el 26 de abril de 2012, es decir, un año.
Tabla 2-23 Gastos de mantenimiento - Guapi
abr-11________may-11_______ jun-11________jul-11________ago-11_______ sep-11_______ oct-11
GA STO S DE M A NTEN IM IEN TO
60.992.800
47.171.200
96.490.160
75.718.648
65.293.598
44.585.850
78.017.500
Mantenimiento Correctivo
4.4080.000
47.144.200
96.490.160
57.754.848
46.181.000
44.585.850
78.011.500
Mantenimiento Preventivo
16.912.800
17.963.800
16.612.598
Overhaul
Mejoras en la Central
nov-11
GASTOS DE MANTENIMIENTO
2.500.000
27.000
49.576.520
Overhaul
dic-11
166.133.638
feb-12
mar-12
abr-12
25.668.550
174.214.212
31.009.235
12.333.663
25.668.550
174.214.212
31.009.235
11.977.133
102.981.748
Mantenimiento Correctivo
44.293.000
63.104.000
Mantenimiento Preventivo
5.283.520
47.890
Mejoras en la Central
ene-12
6.000
288.030
68.500
Para abril de 2011 se relaciona un costo de $16'912.800 por concepto de mantenimiento
preventivo. Para ese periodo no se reporta ningún mantenimiento preventivo para ninguna
de las cuatro unidades. No obstante, cabe la posibilidad de que esta labor se haya
efectuado en un periodo anterior y que en el mes de abril se haya cancelado esta
obligación.
Para diciembre de 2011 se registra un overhaul por valor de $102'981.748, sin embargo,
en los históricos de mantenimiento no se encuentra registrada esta actividad sobre alguna
de las tres (3) unidades en operación de 500 kW, o sobre la unidad de 800 kW que se
encuentra fuera de servicio.
Conforme con la información reportada por GENSA S.A. E.S.P., tenemos que para el año
comprendido entre abril de 2011 a abril de 2012, durante el cual se cuenta con una
relación de las actividades realizadas sobre las máquinas, se causaron los siguientes
costos por concepto de mantenimiento:
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Tabla 2-24 Costos de Mantenimiento anual - Guapi
Mantenimiento
Costo total en el
año ($)
Promedio
mensual ($)
Promedio
mensual por
máquina (4)
Preventivo
25.032.240
5.006.448
1.251.612
Correctivo
764.513.688
58.808.745
14.702.186
2.2.2.2.4 Costos del mantenimiento preventivo, operativo y correctivo realizado
De acuerdo con la información suministrada por el operador, los costos de los overhauls o
mantenimientos mayores están relacionados en un rubro aparte de los de mantenimiento
preventivo y correctivo, por ejemplo, para el mes de diciembre de 2010 y diciembre de
2011 se registran $140.360.047 y $102.981.748 respectivamente por concepto de
overhauls. Lo que no se encuentra especificado dentro de la información suministrada, es
sobre cuales máquinas se realizaron.
Igual sucede con el costo del lubricante que se encuentra relacionado en un rubro aparte,
por lo tanto el rubro de mantenimiento operativo que se encuentra incluido dentro de los
costos registrados en mantenimiento preventivo, se refiere a:
•
Cambios de filtros (combustible, aceite y aire).
•
Cambio de filtros primarios y secundarios.
•
Mano de obra.
•
Herramientas
Los mantenimientos operativos, no requieren la contratación de mano de obra
especializada, se realizan con el personal operativo de planta y con herramientas básicas
disponibles en la misma y dado que el costo del lubricante está en rubro aparte, los costos
registrados y asociados a mantenimientos operativos deben corresponder básicamente a
los costos de los filtros.
Ahora bien, como se mencionó anteriormente para el caso de la central de GUARI, el
promedio de horas diarias de operación por unidad es de 16 horas. Conforme a las
recomendaciones de fabricante, bajo condiciones normales de operación, los
mantenimientos operativos (cambios de filtros y lubricante) deben hacerse cada 300
horas, lo que se traduce en periodos promedio de 19 días aproximadamente.
Conforme con los históricos de mantenimiento reportados los cambios de filtros de aceite
se realizan cada 21 días en promedio, resultado consistente con el despacho de cada
unidad teniendo en cuenta la curva de carga promedio diaria presentada anteriormente y
obtenida del Centro Nacional de Monitoreo. Entonces los costos mensuales de los
mantenimientos operativos deberían estar cercanos al costo de los filtros multiplicado por
1.5 veces, que corresponde al número de cambios promedio en un mes, teniendo en
consideración los costos adicionales del transporte hasta el sitio de la planta.
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De acuerdo con los precios de mercado, el juego de filtros para lubricante, combustible y
aire para este tipo de máquinas se encuentran en un rango que va desde 300.000 hasta
900.000 pesos en las principales ciudades del país, el precio máximo generalmente se
encuentra a nivel de representante de la marca del equipo o de concesionario en el
mercado automotriz, los fabricantes de equipos no son fabricantes de filtros; a nivel de
mercado y distribuidores de filtros y repuestos pueden obtenerse menores precios para
los misma marca y calidad de los filtros.
Los filtros primarios de combustible generalmente son del orden de 10 mieras y los
secundarios de 5 mieras y su precio oscila entre 60 y 170 mil pesos. Los filtros de aire son
los más costosos y están en un rango de precios de 300 a 500 mil pesos.
El precio promedio mensual resultante de $1'251.612 para los mantenimientos
preventivos sobre cada máquina, para el periodo de abril 2011 a abril 2012 y de acuerdo
con la información de GENSA S.A. E.S.P se encuentran cercanos a los precios máximos,
si bien existe un componente de transporte adicional que los pudiese incrementar, en este
caso hasta GUARI, es de anotar que si se programan compras anuales previendo los
cambios que se surtirán durante el periodo, es posible obtener precios más favorables,
pero eso dependerá de la disponibilidad de recursos o de las limitaciones presupuéstales
que se tengan en cada caso.
Ahora bien, tomando la información de costos correspondiente a la totalidad del periodo
reportado (diciembre 2008 a junio 2012), obtenemos los siguientes promedios conforme
con la información del operador:
Tabla 2-25 Promedio de costos de mantenimiento anual - Guapi
Mantenimiento
Costo total
diciem bre 2008 a
junio 2012 ($)
Promedio
mensual ($)
Promedio
mensual por
máquina (4 U)
Promedio anual
por máquina (4U)
Preventivo
140.209.705
3.260.691
815.173
9.782.072
Correctivo
2.306.030.802
53.628.623
13.407.156
160.885.870
En este horizonte de tiempo, el costo promedio mensual para mantenimiento preventivo
se reduce a $815.173 valor que se reduce sensiblemente, pero debe considerarse que la
entrada en operación de las tres máquinas MTU de 500 kW se produjo en octubre de
2010 .
2.2.2.2.5 Costos de Mantenimiento correctivo
Por lo general los mantenimientos correctivos se contratan con empresas especializadas
o con el mismo representante de la máquina. Todo servicio externo incluye el pago de:
•
Viáticos: Entre $30.000
y $50.000 diarios, dependiendo del fabricante o
representante, por ejemplo, Caterpillar es uno de los más costosos.
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•
Transporte: Depende de la ubicación de la planta y los modos de transporte a
emplear.
•
Mano de Obra: Entre $50.000 y $ 80.000 por hora, técnico especializado.
Sin embargo, existen alternativas para reducir costos, por ejemplo, la celebración de
contratos de mantenimiento con empresas especializadas o representantes de los
equipos, lo cual se traduce en menores tiempos de respuesta, de reparación y garantía en
los trabajos.
Ahora bien, los resultados mostrados en la tabla anterior arrojan un promedio mensual por
concepto de mantenimientos correctivos de $13'407.156 por unidad, cifra que en criterio
de la consultoría y en principio es demasiado alta, máxime si se tiene en cuenta que el
costo de los overhaul están en un rubro aparte, al igual que el costo del lubricante.
No obstante solo una auditoria de detalle podría entrar a entrar a explicar estos costos.
Adicionalmente, los mantenimientos correctivos registrados
mantenimiento suministrados por el operador son los siguientes:
en
los
históricos
de
Tabla 2-26 Mantenimientos correctivos 2010 a 2012 - Guapi
Unidad 1; CUMMINS 800 kW
2010
1 7 -d ie
21
- mar
Informe
de
servicio
realizado
por
Tecnodiesel
NO se registra ningún mantenimiento
correctivo
Revisión general unidades
Informe
de
servicio
realizado
por
Tecnodiesel
Trabajo realizado en la unidad
12
- mayo
- mayo
Mantenimiento correctivo
Mantenimiento correctivo
2011
2012
1 4 -fe b
06- feb
21
Inspección y diagnóstico del motor
Ajustes DEEP SEA unidad CUMMINS
Se sugiere mantenimiento interno del
radiador
Cambio
de
acometida
unidad
CUMMINS
Reparación generador
Corrección fuga de aceite por retenedor
de la volante
Unidad 2; MTU 500 kW
- dio
Revisión Unidades MTU
2010
11
2011
3 -f eb
Revisión unidades MTU
13 -mayo
26 - sep
Revisión unidades MTU
Revisión general grupo electrógeno
24 - nov
26 - abril
Mantenimiento correctivo
Revisión unidades MTU
2012
Adecuación de soportes de vibración
cambio de platina de soporte
Corrección fuga de aceite de la unidad
quedó disponible para operación
Ajuste y calibración válvulas del motor
Se recomienda no operar los equipos
por encima del 80% de carga hasta
que se tenga análisis de fábrica.
Cambio sensor presión de aceite
Falla atribuida al sistema de inyección
que por tiempo de operación ya debe
ser intervenido.
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Unidad 3; MTU 500 kW
2011
10
10
2012
- junio
- junio
14 - enero
Mantenimiento preventivo
Mantenimiento preventivo
Revisión general unidades MTU
Cambio nivel sensor de refrigerante
Lavado radiador y limpieza general de
la unidad
Revisión falla eléctrica de la unidad
Unidad 4í; MTU 500 kW
2011
21 - mayo
23 - mayo
Mantenimiento preventivo
Inspección general de la unidad
- ¡unió
06 - oct
0 2 - abr
Mantenimiento correctivo
Mantenimiento correctivo
Mantenimiento correctivo
01
2012
Lavado de radiador
Se recomienda llevar el retorno del
combustible al tangue principal
Cambio sensor presión de combustible
Ajuste DEEP SEA de la unidad
Cambio sensor presión de aceite
De las actividades relacionadas referidas a mantenimiento preventivo y correctivo, se
pueden destacar como las más representativas en cuanto a complejidad y costos
asociados, las correspondientes al cambio de la acometida eléctrica a la unidad
CUMMINS de 800 kW y la reparación del generador efectuada el 12 de mayo de 2012.
En cuanto a la reparación del generador, no se presenta una descripción del alcance de
los trabajos efectuados, para dimensionar el trabajo realizado y su costo asociado.
Teniendo en cuenta que las tres unidades MTU de 500 kW fueron instaladas en octubre
de 2010, es de presumir que las revisiones realizadas por Tecnodiesel durante el primer
año corresponden al servicio postventa dentro del término de garantía.
Las demás actividades conforme a su descripción no representan no trabajos complejos
ni mayores costos asociados.
Los costos suministrados por GENSA S.A. E.S.P., asociados a los mantenimientos
correctivos desde octubre de 2010, fecha de instalación de las tres unidades MTU de 500
kW cada una, se muestran en la tabla siguiente.
El costo toral correspondiente a mantenimiento correctivo desde octubre de 2010 es de $
1.186.299.197
Con un promedio mensual de $56.490.437,95 para las cuatro máquinas y un promedio
mensual de $14.122.609 por unidad. Cifras que con base en la información disponible y
en criterio de la consultoría resultan demasiado altas, teniendo en cuenta que se trata de
tres unidades MTU DE 500 kW instaladas hace dos años (octubre de 2010) con un
régimen de 14 a 15 horas diarias de operación, más una unidad marca Cummins de 800
kW sobre la que con base en la información suministrada se infiere que se le practicó un
overhol en diciembre de 2011 por valor de $102.981.748 y un régimen de operación
promedio similar a las anteriores.
Se concluye entonces que los gastos por concepto de mantenimiento preventivo se
encuentran cercanos a los precios máximos de mercado y que el operador con base en
su experiencia y conocimiento bien puede realizar compras programadas, hacer
indagaciones de mercado para obtener menores precios con igual calidad en materia de
filtros.
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En cuanto a los gastos por concepto de mantenimiento correctivo, a criterio de la
consultoría deberían tener un mejor soporte, dado que son demasiado altos para las
actividades de mantenimiento relacionadas en los históricos suministrados por el
operador, toda vez que conforme a los resultados representan más del 10% del costo de
las máquinas. Un grupo electrógeno de 500 kW actualmente tiene un precio promedio de
115 millones de pesos y un gasto mensual de 14 millones de pesos en mantenimiento
correctivo, sin incluir overhaul, representa cerca del 12% de su costo en mantenimiento
correctivo parecería en principio demasiado alto.
Tabla 2-27 Gastos de mantenimiento - octubre 2010 a junio 2012
oct-10
GASTOS DE MANTENIMIENTO
nov-10
dic-10
ene-11
feb-11
74.730.782
84.631.240
215.987.773
28.011.200
81.984.410
7 3 .0 1 8 .7 3 4
7 4 .3 2 0 .0 0 0
6 4 .7 4 2 .8 0 6
2 8 .0 1 1 .2 0 0
4 4 .0 8 0 .0 0 0
1 .7 1 2 .0 4 8
1 0 .3 1 1 .2 4 0
5 .4 9 4 .9 2 0
1 9 .7 0 5 .2 1 0
5 .3 9 0 .0 0 0
1 8 .1 9 9 .2 0 0
Overhaul
1 4 0 .3 6 0 .0 4 7
M a n te n im ie n to Correctivo
M a n te n im ie n to Preventivo
Mejoras en la Central
may-11
GASTOS DE MANTENIMIENTO
jun-11
jul-11
mar-11
(11.322.067)
abr-11
60.992.800
(1 0 9 .8 1 1 .9 5 7 )
8 0 .2 9 0 .6 9 0
4 4 .0 8 0 .0 0 0
1 6 .9 1 2 .8 0 0
1 8 .1 9 9 .2 0 0
ago-11
sep-11
47.171.200
96.490.160
75.718.648
65.293.598
44.585.850
78.017.500
oct-11
49.576.520
nov-11
4 7 .1 4 4 .2 0 0
9 6 .4 9 0 .1 6 0
5 7 .7 5 4 .8 4 8
4 6 .1 8 1 .0 0 0
4 4 .5 8 5 .8 5 0
7 8 .0 1 1 .5 0 0
4 4 .2 9 3 .0 0 0
1 7 .9 6 3 .8 0 0
1 6 .6 1 2 .5 9 8
O v e rh a u l
M a n t e n im ie n t o C o rre c tiv o
2 .5 0 0 .0 0 0
M a n t e n im ie n t o P re v e n tiv o
M e jo ra s e n la C e n tra l
2 7 .0 0 0
dic-11
GASTOS DE MANTENIMIENTO
166.133.638
O v e rh a u l
1 0 2 .9 8 1 .7 4 8
M a n t e n im ie n t o C o rre c tiv o
M a n t e n im ie n t o P re v e n tiv o
6 3 .1 0 4 .0 0 0
5 .2 8 3 .5 2 0
6 .0 0 0
ene-12
feb-12
mar-12
abr-12
25.668.550
174.214.212
31.009.235
12.333.663
23.850.972
40.676.957
3 1 .0 0 9 .2 3 5
1 1 .9 7 7 .1 3 3
1 6 .9 3 6 .0 2 2
40.386.057
2 8 8 .0 3 0
6 .7 7 6 .4 5 0
2 9 0 .9 0 0
6 8 .5 0 0
1 3 8 .5 0 0
2 5 .6 6 8 .5 5 0
174214212
4 7 .8 9 0
M e jo ra s e n la C e n tra l
may-12
jun-12
Total
GASTOS DE MANTENIMIENTO
1.46 5.75 6 .8 4 1
1 3 3 .5 2 9 .8 3 8
O v e rh a u l
M a n t e n im ie n t o C o rre c tiv o
1 .1 8 6 .2 9 9 .1 9 7
M a n t e n im ie n t o P re v e n tiv o
6 9 .3 2 3 .0 0 8
M e jo ra s e n la C e n tra l
7 6 .6 0 4 .7 9 8
2.2.2.3
Central de generación de Puerto Inirida (Guainia)
La Central de PUERTO INIRIDA, es operada por la empresa GENSA S.A. E.S.P., en
virtud de contrato de comodato suscrito por el Ministerio de Minas y Energía (MME). La
vinculación de GENSA como operador de esta central data desde el 7 de agosto de 2004.
En la siguiente Tabla se relacionan cuatro (4) grupos electrógenos encontrados en la
central al momento de la visita.
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Tabla 2-28 Grupos electrógenos central de PUERTO INIRIDA
Grupo
Electrógeno
Marca
Potencia
nominal (kW)
Unidad 1
EMD
2100
Unidad 2
CUMMINS K T A 5 0 G9
1500
Unidad 3
CUMMINS K T A 5 0 G3
1250
Unidad 4
CUMMINS K T A 3 8 G 8
1000
Observaciones
Fuera de servicio desde 1 feb de 2012, por
daño en el turbo. Entró en operación antes de
la vinculación de GENSA (antes del 7 de
agosto de 2004)
Tiene tres overhaul (El fabricante recomienda
realizar tres overhaul)
Tiene tres overhaul (El fabricante recomienda
realizar tres overhaul)
Al momento de recibir por parte de GENSA
(7/8/2004)
no
tenía
registros
de
mantenimiento.
2.2.2.3.1 Contratos
CONTRATO DE COMODATO GENSA - MME suscrito el 31 de enero de 2008, conforme
a la copia suministrada por GENSA S.A. E.S.P.
Que los bienes a entregar a GENSA por parte del MINISTERIO son los determinados en
el inventario levantado para efectos de la transferencia de la central de generación entre
el IPSE, MINISTERIO y GENSA, efectuado el 17 de noviembre de 2007, el cual hace
parte del presente convenio como Anexo 1.
Objeto: Administrar, operar y mantener (AOM) los bienes recibidos en comodato y
comercializar la energía producida a través de los mismos, cuyo inventario se relaciona en
el anexo 1.
El valor de los bienes entregados se estimó en $2.644.538.739,21
Principales obligaciones:
Constituir pólizas contra todo riesgo de la infraestructura entregada en COMODATO
Presentar en forma mensual por medio de archivo electrónico en Word y Excel un informe
de costos y de actividades dentro de los primeros quince días del mes siguiente al del
informe en donde reportará el costo de la energía generada por kWh, la generación bruta
de la unidades, las pérdidas de energía por transformación las energía autoconsumida,
las horas de operación acumuladas de las unidades de generación, los mantenimientos
de tipo mecánico y eléctrico realizados, el consumo de combustibles y lubricantes por
unidad de generación, el porcentaje de disponibilidad de las unidades de generación, la
ejecución del plan de manejo ambiental y un resumen de los costos incurridos en el AOM
de la central, así como toda aquella información específica solicitada por el Ministerio y
pertinente para verificar el cumplimiento de las obligaciones pactadas.(SE PIDIERON AL
MME)
CONTRATO 014 DE 2012 DE COMBUSTIBLE GENSA - ORGANIZACIÓN TERPEL S.A.
Algunos apartes del contrato:
“Objeto: Suministro de Electrocombustible liquido tipo Biodiesel o ACPM, entregado en los
tanques de almacenamiento de la central de Inirida (Guainia) según la normativa vigente.
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Contratar la compraventa de electro combustible líquido tipo biodiesel o ACPM puesto en
sitio, según la normatividad vigente para las centrales de Guapi y Bahía Solano.
Sitio de entrega y recepción del producto: El sitio de entrega y recepción del producto será
en los tanques de almacenamiento de la Central de Generación de Inirida departamento
de Guainia, por lo mismo el producto se recibirá conforme a las lecturas de los medidores
de combustible localizados en la planta de generación diesel de dicha localidad, los
cuales están debidamente calibrados y son propiedad del Ministerio de Minas y Energía,
administrados por GENSA SA ESP, de acuerdo con lo dispuesto en el convenio de
comodato GSA 006 - 2008.
GENSA SA ESP, pagará al CONTRATISTA el combustible contratado a un precio de
NUEVE MIL SESENTA Y SIETE PESOS POR GALÓN ($9.067).
El valor será reajustado de acuerdo con la regulación vigente y conforme a los criterios y
valores publicados en la página WEB de Ecopetrol para los meses posteriores. ’’
CONTRATO DE COMPRAVENTA DE ENERGIA No. 0 1 7 -2 0 1 1
Algunos apartes del contrato:
‘Entre la empresa de energía del Guainia La Ceiba S.A. E.S.P. (EMELCE S.A. E.S.P.) y la
empresa GENSA S.A. E.S.P.
El costo del contrato es estimado. El precio de la energía eléctrica que pagará el
comprador al vendedor se determinará mensualmente conforme con lo establecido en el
capítulo IV de la Resolución CREG 091 de 2007, tal y como se muestra en el Anexo 1 del
contrato.
En el evento que la remuneración máxima del cargo de generación calculada conforme
con la Resolución CREG 091 de 2007 sea inferior a los costos reales incurridos por el
vendedor en la actividad de generación, éste facturará al COMPRADOR los costos reales
con el objeto de hacer sostenible la actividad de generación, amparado en la Resolución
del MME 181891 del 4 de noviembre de 2008, en la cual dicho Ministerio se compromete
a asignar subsidios para cubrir el faltante de remuneración. ”
2.2.2.3.2 Generación y consumos de combustible
A continuación se presenta la información suministrada por el operador sobre generación
de energía y consumo de combustible por unidad de enero a octubre de 2012.
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MES
Cant.
Enero
64.595
Febrero
195.479
C O M P O R TA M IE N TO HISTO RICO DE GEN ER AC IO N DE ENERG IA
U NIDA D N° 1 (EM D 2.100 KW)
Marzo
Abril
Mayo
0
Junio
X
Julio
1
Agosto
Z
7
y
Septiembre
Octubre
TOTAL
260.074,00
Mes
Figura 2-25 Histórico de Generación Unidad N° 1 (EMD 2.100 kW)
MES
Enero
Cant.
5.174,00
Febrero
C O M P O R T A M IE N T O H IS T O R IC O DE C O N S U M O DE C O M B U S T IB L E
UN ID A D N° 1 (E M D 2 .100 KW )
15.365,00
Marzo
1
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
TOTAL
Mes
20.539,00
Figura 2-26 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 1 (EMD 2.100 kW)
Esta Unidad, se encuentra fuera de servicio desde el 1o de febrero de 2012. La fecha de
entrada en operación de esta unidad es anterior al 7 de agosto de 2004, que es la fecha
en que GENSA S.A. E.S.P. asumió la operación de esta central. Horas de operación:
13.108,88. Indisponible desde el 1 de febrero por daño en el turbo.
Llama la atención el reducido número de horas de operación de esta unidad, pero de
acuerdo a la información verbal recibida, esta máquina estuvo trabajando en otro sitio y
finalmente fue trasladada desde Soacha Cundinamarca en donde se encontraba
almacenada antes de ser trasladada a Inirida.
Dentro de la información suministrada por el operador no se incluye histórico de
mantenimiento para esta unidad EMD.
63
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MES
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
C O M P O R T A M IE N T O H IS T O R IC O D E G E N E R A C IO N D E E N E R G IA
U N ID A D N° 2 ( C U M M IN S 1 .5 0 0 K W )
Cant.
Enero
400.730
Febrero
438.340
Marzo
260.657
Abril
270.570
Mayo
184.547
Junio
304.517
Julio
484.337
Agosto
275.919
Septiembre
295.286
Octubre
408.688
TOTAL
o
X
CESA
M es
3.323.591,00
Figura 2-27 Histórico de Generación Unidad N° 2 (Cummins 1.500 kW)
MES
Enero
Cant.
Febrero
35.662,00
Marzo
21.364,00
Abril
22.079,00
Mayo
15.273,00
Junio
24.914,00
Julio
39.809,00
Agosto
22.599,00
Septiembre
24.419,00
Octubre
33.492,00
TOTAL
C O M P O R T A M IE N T O H IS T O R IC O DE C O N S U M O DE C O M B U S T IB L E
U N ID A D N° 2 (C U M M IN S 1.500 KW )
33.370,00
272.981,00
GBSÁ
M es
Figura 2-28 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 2 (Cummins 1.500 kW)
64
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MES
^
01/02/2013
Cant.
Enero
410.494
Febrero
208.535
Marzo
353.095
Abril
317.350
Mayo
397.392
Junio
147.683
C O M P O R T A M IE N T O H IS T O R IC O DE G E N E R A C IO N DE E N E R G IA
U N ID A D N° 3 (C U M M IN S 1 .250 K W )
0
X
1
Julio
Agosto
303.253
Septiembre
261.891
Octubre
218.096
TOTAL
2.617.789,00
G&SA
M es
Figura 2-29 Histórico de Generación Unidad N° 3 (Cummins 1.250 kW)
MES
Enero
Cant.
C O M P O R T A M IE N T O H IS T O R IC O DE C O N S U M O DE C O M B U S T IB L E
U N ID A D N° 3 (C U M M IN S 1.250 KW )
33.214,00
Febrero
16.587,00
Marzo
27.814,00
Abril
24.479,00
Mayo
31.652,00
Junio
13.334,00
Julio
Agosto
27.267,00
Septiembre
23.952,00
Octubre
TOTAL
19.842,00
218.141,00
Figura 2-30 Histórico Consumo Combustible Unidad N° 3 (Cummins 1.250 kW)
65
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
MES
Fecha'oi/OZ/ZOIS
Cant.
Enero
198.290
Febrero
207.758
Marzo
107.719
C O M P O R T A M IE N T O H IS T O R IC O DE G E N E R A C IÓ N DE E N E R G ÍA
U N ID A D N° 3 (C U M M IN S 1.2 5 0 K W )
Abril
Mayo
Junio
84.634
Julio
63.868
Agosto
469
Septiembre
Octubre
TOTAL
662.738,00
G&SA
M es
Figura 2-31 Histórico de Generación Unidad N° 4 (Cummins 1.000 kW)
MES
Cant.
Enero
13.253,00
Febrero
13.645,00
Marzo
C O M P O R T A M IE N T O H IS T O R IC O DE C O N S U M O DE C O M B U S T IB L E
U N ID A D N° 4 (C U M M IN S 1 .0 0 0 K W )
7.049,00
Abril
Mayo
Junio
5.769,00
Julio
4.423,00
Agosto
37,00
cesA
Septiembre
Octubre
TOTAL
44.176,00
Figura 2-32 Histórico de Consumo Combustible Unidad N° 4 (Cummins 1.000 kW)
En Figura 2-17 tomada del informe del Centro Nacional de Monitoreo (CNM), se muestran
las potencias máximas presentadas a agosto de 2012 para plantas con capacidad
instalada superior a 450 kW. Para la Central de INIRIDA la potencia máxima presentada
durante ese periodo fue de 2203,52 Kw, el día 23 de agosto de 2012.
66
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F e c h a d /0 2 /2 0 1 3
2 1 0 0 KVA
1 5 0 0 KVA
•
1 2 5 0 KVA
1000 KVA
y C u M M fN S
TRANSFORM ADOR
TRANSFORMADOR
TRANSFORM ADOR
TRANSFORM ADOR
4 1 6 O V /1 3 2 0 O V
4 4 0 V /1 3 2 0 0 V
4 4 D V /1 3 2 0 0 V
4 4 Q V /1 3 2 0 0 V
INTERRUPTOR
INTERRUPTOR
INTERRUPTOR
INTERRUPTOR
M EDIDOR DE ENERGIA
M EDIDO R DE ENERGÍA
SERIE 3 6 0 7 5 0 0 3
SERIE 3 6 0 7 5 0 0 0
SERIE 3 6 0 7 5 0 0 5
SERIE 5 3 0 3 5 8 1 5
(Tres E lem entos)
(Tres E lem entos)
(T res E le m e n to s)
(Tres E le m e n to s)
KW h
KW h
KVarh
K V arh
(T re s E le m e n to s )
KWh
KVarh
CD
CIRCUITO R3
CIRCUITO #2
CIRCUITO M
CIRCUITO #4
CIRCUITO #5
Figura 2-33 Diagrama Unifilar de la Central de Generación de Inirida - Guainia
o
□D
OI
02
UJ
04
OS
Ob
07
OS
OLÍ
ID
LL
12
IJ
14
1S
Ib
17
13
10
20
2 1
11 11
H o ra
™ 'D I C 2 0 1 r
“
-D1C 2 0 1 0 ’
PIT E N T E C N M
Figura 2-34 Curva de carga promedio diaria mensual
67
CREG
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F ^ te : 01/02/2013
Entre las 00:00 y las 06:00 horas se presenta la demanda más baja cercana a los 1100
kW promedio. Con excepción del pico presentado entre las 16:00 y las 21:00 horas, cuya
demanda máxima se presenta a las 18:00 horas (2203 kW), durante el resto del día la
curva tiende a tener un comportamiento aplanado.
En cuanto a las actividades de mantenimiento adelantadas sobre las Unidades, los
resultados de su análisis es similar al de las anteriores centrales de generación. A
continuación se presenta el análisis de los costos de administración, operación y
mantenimiento conforme con la presentación de la información reportada por el operador.
2.2.2.4 Análisis de costos de administración, operación y mantenimiento
2.2.2.4.1 Análisis de la información del operador
La empresa operadora GENSA suministro la información financiera de los costos
mensuales de administración, operación y mantenimiento de las siguientes plantas:
•
Mitú(2250kW) (febrero 2008 a Junio 2012)
•
Guapi(1300kW) (Octubre 2008 a Junio 2012)
•
lnírida(1800kW) (febrero 2008 a Junio 2012)
•
Cúpica (Febrero 2009 a Junio 2012)
•
Bahía Solano (Diciembre 2009 a Junio 2012)
La información se revisó, se organizó de acuerdo con estructura de costos indicada en la
siguiente tabla, se resumió en el costo anual. Para poder realizar los comparativos de
costos se tomaron solo los años con información de los 12 meses, o sea del 2009 al 2011
y se llevaron los costos a precio constante del 2009, se calculó el valor del costo en
$/kWh y en US$/kWh, y se calculó el porcentaje de participación de los componentes del
costo de AO&M fijos y variables sobre el total del costo, para ver cuál es la importancia de
cada componente. También se calculó el porcentaje de participación de los costos sobre
el costo del combustible, con el fin de verificar con la metodología actual, donde los costos
de administración corresponden al 10% del costo del combustible y para análisis de la
información. La información de Cúpica y Bahía Solano no se proceso totalmente ya que
no estaba completa, arrojando valores de los costos que pudiesen ser no comparables.
68
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Tabla 2-29 Estructura de costos AO&M para evaluación de la información
Costo fijo anual de administración, operación y mantenimiento
Administración
Administración y funcionamiento
Tiquetes y viáticos
Arrendamiento de Computadores y compra
Comunicaciones (internet y telefonía)
Vigilancia
Otros Costos Administrativos
Pólizas
Operación
Personal
Mantenimiento
Dotación personal e Implementos seguridad industrial
Equipos de Monitoreo
Repuestos y herramientas
Costo variable anual de operación y mantenimiento
Operación
Apoyo técnico
Apoyo técnico ambiental
Costo plan de manejo ambiental
Consultorías, asesorías y estudios
Mantenimiento
Overhaul
Mantenimiento Correctivo
Mantenimiento Preventivo
Mejoras en la Central
Costo Combustible y lubricante
Costo transporte
Valor combustible y lubricante
Valor Lubricante
Costo de transporte
Transporte
Costo de almacenamiento y seguros
Impuestos y Costos financieros
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2.2.2.4.1.1
Mitú
Los costos de Administración, operación y mantenimiento, extractados de la información
son los siguientes:
Tabla 2-30 Costos de Operación y Mantenimiento de la Planta de Mitú (pesos corrientes)
Data
2008
2009
2010
2011
2012
Sum o f GASTOS DE ADMINISTRACIÓN/ +pol¡za)
3 2 5 , 135,242
3 6 0 , 27 4 ,1 1 3
3 7 6 , 373,133
4 1 8 , 90 2 ,5 6 1
5 4 2 , 465,678
Sum o f Operativos fijos
10 3 , 510,766
1 1 4 , 641 ,4 0 0
12 0 , 46 8 ,6 3 4
1 2 7 , 633,350
16 3 , 49 2 ,5 1 8
Sum o f M an tenim iento fijos
7 , 848 ,6 7 8
2 4 , 34 5 ,7 7 4
9 , 867,706
2 0 , 21 3 ,9 6 7
4 , 461,183
Sum o f Operativos variables
6 5 , 398 ,9 1 1
6 5 , 34 0 ,3 1 8
7 7 , 033,038
10 0 , 47 8 ,3 5 2
4 5 , 668,144
Sum o f GASTOS DE MANTENIMIENTO variable
1 8 2 , 397 ,5 3 6
1 , 5 6 6 , 70 1 ,0 8 5
5 1 9 , 984,915
5 4 8 , 60 8 ,6 3 2
3 3 2 , 168,528
Sum o f Combustible
1 , 5 6 9 , 684 ,4 4 3
1 , 6 2 3 , 34 6 ,7 1 6
2 , 11 9 , 172,083
4 , 0 2 3 , 79 8 ,3 3 8
2 , 3 0 4 , 475,976
Sum o f Transporte Combustibles
3 , 0 7 6 , 019,250
2 , 4 9 6 , 160,000
2 , 9 9 9 , 72 0 ,0 0 0
3 , 5 7 6 , 580,000
5 , 7 8 9 , 36 3 ,2 6 4
Sum o f Lubricante
2 6 , 633 ,3 8 3
3 0 , 51 5 ,6 9 0
9 0 , 166,190
14 1 , 20 2 ,2 0 6
3 5 , 580,000
Sum o f Impuestos + costos financieros
4 7 , 657 ,5 6 6
18 3 , 74 3 ,4 6 0
1 9 1 , 293,431
4 5 4 , 25 9 ,3 8 2
3 2 1 , 658,387
3 , 938 ,8 7 1
4 , 33 7 ,0 5 5
5 , 155,556
8 , 08 3 ,5 0 5
4 , 142,467
Sum o f ENERGÍA GENERADA (kWh)
Nota: el costo de las pólizas corresponden del 2009 al 2011, respectivamente a un 6%,
5% y 8% del valor del rubro de los gastos de administración más póliza.
Tabla 2-31 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Mitu (pesos
corrientes/kWh)
Unidad
M itu
M itu
M itu
2009
2010
20 11
MIN - COSTO OPERATIVO, AO&M
$/kWh
1,337.74
MAX - COSTO OPERATIVO, AO&M
$/kWh
1,565.74
COSTO OPERATIVO+AO&M
$/kWh
1,565.74
CAO&M FIJOS
1,337.74
1,386.29
$/kWh
116.46
99.67
74.55
Gastos Adm inistración
$/kWh
83.07
73.00
51.82
Operativos fijos
$/kWh
27.78
24.76
20.23
M antenim iento fijos
$/kWh
5.61
1.91
2.50
80.30
CO&M VARIABLES
$/kWh
376.30
115.80
Operativos Variables
$/kWh
15.07
14.94
12.43
M antenim iento Variable
$/kWh
361.24
1 0 0 .8 6
67.87
GASTOS DE OPERACIÓN (combust! ble)
$/kWh
1,072.98
1,122.27
1,231.44
Combustible
$/kWh
374.30
411.05
497.78
Transporte
$/kWh
691.65
693.73
716.19
Lubricante
$/kWh
7.04
17.49
17.47
Impuestos + costos financieros
ENERGÍA GENERADA (kWh)
% variación
MWh
42.37
37.10
56.20
4,337,055
5,155,556
8,083,505
-15%
4%
70
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Rev. 01
Fecha: 01/02/2013
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
Tabla 2-32 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Mitú (pesos constantes
del 2009/kWh)
Mitu
Mitu
2009
2010
% variación de C. combustibles y AO& M
Mitu
2011
-18%
COSTO OPERATIVO y AO&M
1,565.74
1,281.71
% variación de AO&M fijos
-18%
CAO&M FIJOS
-2%
1,258.85
-29%
$/kWh
116.46
95.50
67.70
Gastos Administración
$/kWh
83.1
69.9
47.1
Operativos fijos
$/kWh
27.8
23.7
18.4
Mantenimiento fijos
$/kWh
5.6
1 .8
2.3
-71%
-34%
% variación de O&M variables
CO&M VARIABLES
376.30
110.95
72.92
Operativos Variables
$/kWh
15.1
14.3
11.3
Mantenimiento Variable
$/kWh
361.2
96.6
61.6
% variación de O&M variables
0%
GASTOS Combustibles
$/kWh
4%
1,072.98
1,075.26
1,118.24
Combustible
374.3
393.8
452.0
Transporte
691.6
664.7
650.4
Lubricante
7.0
16.8
15.9
% variación de impuestos +fros
-16%
Impuestos + costos financieros
$/kWh
ENERGÍA GENERADA (MWh)
MWh
POTENCIA INSTALADA(kW)
kW
42.37
35.55
4,337
5,156
2,250
2,250
44%
51.03
8,084
2,250
Nota: se lleva a pesos contantes con el IPP: 2009=107.97, 2010= 112,69, 2011=118.9
Mitu
Costos AO&M (f y v) y Combustibles $/kWh
pesos c o n sta n te s 2009
1.200
9.000
ENERGIA GENERADA
(M W h )
1 ,000
7,000
GASTOS C om bustibles
800
6.000
5.000
600
4,000
400
■ C O & M VARIABLES
3,000
2.000
■ C A O & M FIJOS $ /k W h
200
1.000
■ I m p u estos + costos
2009
2010
2011
fin a n c ie ro s $ /k W h
Figura 2-35 Costos AO&M y Combustible Planta Mitú ($/kWh) pesos constantes
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
Tabla 2-33 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Mitú (dólar/kW h)precios constantes del 2009
CAO &M FIJOS
M itu
M itu
M itu
2009
2010
2011
US$/kW
104.25
101.62
112.95
Gastos A d m in is tra c ió n
US$/kW
74.36
84.41
91.54
O pe rativo s fijo s
US$/kW
24.86
28.63
35.73
M a n te n im ie n to fijo s
US$/kW
5.03
2 .2 1
4.42
CAO &M FIJOS + CO&M variables
US$/kWh
0.229
0.109
0.076
CAO &M FIJOS
US$/kWh
0.05
0.05
0.04
Gastos A d m in is tra c ió n
US$/kWh
0.039
0.037
0.025
O pera tivo s fijo s
US$/kWh
0.013
0 .0 1 2
0 .0 1 0
M a n te n im ie n to fijo s
US$/kWh
0.003
0 .0 0 1
0 .0 0 1
US$/kWh
0.175
0.058
0.039
CO&M VARIABLES
O pe ra tivo s V ariables
US$/kWh
0.007
0.008
0.006
M a n te n im ie n to V ariable
US$/kWh
0.168
0.051
0.033
C om bu stib le
US$/kWh
0.498
0.499
0.519
C om b u stib le
US$/kWh
0.174
0.207
0.245
Transporte
US$/kWh
0.321
0.350
0.352
Lubricante
US$/kWh
0.003
0.009
0.009
Nota: para pasar de peso al dólar se utilizó la TRM promedio histórica correspondiente a cada
vigencia 2009=2153.3, 2010=1898.68 2011 =1846.97
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Tabla 2-34 Porcentaje de participación del costo de AO&M respecto al precio del
combustible y sobre el costo total de operación y mantenimiento
Mitu
M itu
M itu
2009
2010
2011
% Participación sobre el combustible
CAO&M FIJOS
%PART
10.9%
8.9%
6 . 1%
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN
%PART
7.7%
6.5%
4.2%
Operativos fijos
%PART
2 .6 %
2 .2 %
1 .6 %
M antenim iento fijos
%PART
0.5%
0 .2 %
0 .2 %
6.5%
CO&M VARIABLES
%PART
35.1%
10.3%
Operativos Variables
%PART
1.4%
1.3%
1 .0 %
M antenim iento Variable
%PART
33.7%
9.0%
5.5%
% Participación sobre total de Costos operación y AO&M
CAO&M FIJOS
%PART
7.4%
7.5%
5.4%
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN
%PART
5.3%
5.5%
3.7%
Operativos fijos
%PART
1 .8 %
1.9%
1.5%
M antenim iento fijos
%PART
0.4%
0 .1 %
0 .2 %
CO&M VARIABLES
%PART
24.0%
8.7%
5.8%
Operativos Variables
%PART
1 .0 %
1 .1 %
0.9%
M antenim iento Variable
%PART
23.1%
7.5%
4.9%
2.2.2.4.1.2
Guapi
Los costos de Administración, operación y mantenimiento, extractados de la información
son los siguientes:
Tabla 2-35 Costos de Operación y Mantenimiento de la Planta de Guapi (pesos
corrientes)
Data
2008
2009
2010
2011
2012
Sum of GASTOS DE ADMINISTRACIÓN! +poliza)
96,957,095
378,914,043
426,081,536
447,221,017
229,734,035
Sum of Operativos fijos
132,437,803
63,604,725
253,516,481
252,860,432
245,231,902
Sum of M antenim iento fijos
356,100
8,821,002
21,096,074
25,407,537
4,683,753
Sum of Operativos variables
11,471,068
61,849,375
81,797,015
92,229,784
47,072,233
Sum of GASTOS DE MANTENIMIENTO variable
Sum of Combustible
Sum of Transporte Combustibles
Sum of Lubricante
Sum of Impuestos + costos financieros
Sum of ENERGÍA GENERADA (kWh)
Sum of Overhaul
80,851,079
379,259,881
1,112,874,940
782,653,457
307,753,589
767,774,307
88,060,000
3,229,284,199
406,094,100
3,371,756,766
237,627,730
3,826,136,148
412,182,624
2,313,324,200
73,592,000
122,871,506
170,251,076
37,740,000
35,070,000
11,215,806
-
106,191,040
169,040,142
280,827,852
183,660,919
1,650,941
7,038,093
6,598,625
7,623,852
3,875,883
140,360,047
(6,830,209)
-
-
-
Nota: el costo de las pólizas corresponden aproximadamente del 22 al 25% del valor del rubro de los gastos admón más
póliza.
73
CREG
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
F e c h a d /0 2 /2 0 1 3
Tabla 2-36 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Guapi (pesos
corrientes/kWh)
Unidad
Guapi
Guapi
Guapi
2009
2010
2011
MIN - COSTO OPERATIVO, A O & M
$/kW h
687.77
MAX - COSTO OPERATIVO, A O & M
$/kW h
859.93
COSTO OPERATIVO+AO&M
$/kW h
687.77
859.93
769.79
CAO&M FIJOS
94.16
$/kW h
91.11
106.09
Gastos A d m in istra ció n
$/kW h
53.84
64.57
58.66
O perativos fijo s
$/kW h
36.02
38.32
32.17
M a n te n im ie n to fijo s
CO&M VARIABLES
$/kW h
1.25
3.20
3.33
$/kW h
62.67
181.05
114.76
O perativos V ariables
$/kW h
8.79
12.40
1 2 .1 0
M a n te n im ie n to V ariable
$/kW h
53.89
168.65
1 0 2 .6 6
$/kW h
533.99
572.79
560.88
GASTOS DE OPERACIÓN (co m b u stib le )
C om bustible
$/kW h
458.83
510.98
501.86
Transporte
$/kW h
57.70
36.01
54.06
Lubricante
$/kW h
17.46
25.80
4.95
15.09
25.62
36.84
7,038,093
6,598,625
7,623,852
Im puestos + costos fin a n ciero s
ENERGÍA GENERADA (kW h)
% variación COSTO OPERATIVO+AO&M
MW h
25%
- 10%
74
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
Fecha'oi/OZ/ZOIS
Tabla 2-37 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Guapi (pesos constantes
del 2009/kWh)
Guapi
Guapi
2009
2010
% variación de C. combustibles y A O & M
COSTO OPERATIVO y AO&M
% variación de A O & M fijos
Guapi
2011
20%
CAO&M FIJOS
Gastos A d m in istra ció n
O perativos fijo s
M a n te n im ie n to fijo s
% variación de O & M variables
$/kW h
$/kW h
$/kW h
$/kW h
CO&M VARIABLES
687.77
823.91
12 %
-15%
699.03
-16%
91.11
53.8
36.0
1.3
101.64
61.9
36.7
3.1
177%
85.50
53.3
29.2
3.0
-40%
62.67
173.47
$/kW h
8 .8
$/kW h
53.89
GASTOS C om bustibles
C om bustible
Transporte
Lubricante
% variación de impuestos + fros
$/kW h
533.99
458.8
57.7
17.5
Im puestos + costos financieros
ENERGÍA GENERADA (M W h)
POTENCIA INSTALADA(kW)
$/kW h
MWh
kW
O perativos Variables
M a n te n im ie n to Variable
% variación de O & M variables
104.21
11.9
161.6
3%
93.2
-7%
548.80
489.6
34.5
24.7
63%
509.32
455.7
49.1
4.5
36%
24.54
6,599
2,300
33.45
7,624
2,300
15.09
7,038
2,300
1 1 .0
Nota: se lleva a pesos contantes con el IPP: 2009=107.97, 2010= 112,69, 2011=118.9
Guapi
Costos A O & M (fy v) y Combustible $ /k W h
pesos constantes 2009
7,800
ENERGIA GENERADA
(M W h)
7,600
- 7.400
7,200
GASTOS
Combustibles
7,000
■CO&M VARIABLES
S.800
6,600
6,400
■CAO&M FIJOS
$ /kW h
-
6 .2 0 0
6,000
2009
2010
2011
■ I m puestos + costos
financieros $/kW h
Figura 2-36 Costos AO&M y Combustible Planta Guapi ($/kWh) Pesos constantes
75
CREG
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
Tabla 2-38 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Guapi (dólar /kWh)
precios constantes del 2009
Guapi
C AO &M FIJOS
Guapi
Guapi
US$/kW ano
129.48
153.59
153.45
Gastos A d m in is tra c ió n
US$/kW ano
76.51
93.48
95.60
O p e ra tivo s fijo s
US$/kW ano
51.19
55.48
52.42
M a n te n im ie n to fijo s
US$/kW ano
1.78
4.63
5.43
C AO &M FIJOS + CO&M v a ria b le s
US$/kW h
0.071
0.145
0.103
C AO &M FIJOS
US$/kW h
0.042
0.054
0.046
US$/kW h
0.025
0.033
0.029
O p e ra tivo s fijo s
US$/kW h
0.017
0.019
0.016
M a n te n im ie n to fijo s
US$/kW h
0 .0 0 1
0 .0 0 2
0 .0 0 2
US$/kWh
0.029
0.091
0.056
O p e ra tivo s V a ria b le s
US$/kWh
0.004
0.006
0.006
M a n te n im ie n to V a ria b le
US$/kW h
0.025
0.085
0.050
US$/kW h
0.248
0.255
0.237
Gastos A d m in is tra c ió n
CO&M VARIABLES
C o m b u stib le
C o m b u stib le
US$/kW h
0.213
0.258
0.247
T ransporte
US$/kW h
0.027
0.018
0.027
Lubricante
US$/kW h
0.008
0.013
0 .0 0 2
Nota: para pasar de peso al dólar se utilizó la TRM promedio histórica correspondiente a cada vigencia
2009=2153.3, 2010=1898.68 2011=1846.97
76
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
Tabla 2-39 Porcentaje de participación del costo de AO&M respecto al precio del
combustible y sobre el costo total de operación y mantenimiento Guapi
Guapi
Guapi
Guapi
2009
2010
2011
% Participación sobre el com bustible
C AO &M FIJOS
%PART
17%
19%
17%
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN
%PART
10%
11%
10%
O p e ra tiv o s fijo s
%PART
7%
7%
6%
%PART
0 .2 %
0 .6 %
0 .6 %
%PART
12%
32%
20%
M a n te n im ie n to fijo s
C O & M VARIABLES
O p e ra tiv o s V a ria b le s
%PART
2%
2%
2%
M a n te n im ie n to V a ria b le
%PART
10%
29%
18%
%PART
13%
12%
12%
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN
%PART
8%
8%
8%
O p e ra tiv o s fijo s
%PART
5%
4%
4%
% Participación sobre to tal de Costos operación y A O & M
C AO &M FIJOS
M a n te n im ie n to fijo s
%PART
0%
0%
0%
%PART
9%
21%
15%
O p e ra tiv o s V a ria b le s
%PART
1%
1%
2%
M a n te n im ie n to V a ria b le
%PART
8%
20%
13%
C O & M VARIABLES
2.2.2.4.1.3
Puerto Inirida
Los costos de Administración, operación y mantenimiento, extractados de la información
son los siguientes:
Tabla 2-40 Costos de Operación y Mantenimiento de la Planta de Inirida (pesos
corrientes)
Data
2008
2009
2010
2011
2012
Sum o f GASTOS DE ADMINISTRACIÓNf
+pollza)
433,765,451
448,285,418
510,529,699
527,241,718
435,892,550
Sum o f O perativos fijo s
200,038,239
262,575,430
272,041,825
261,168,997
136,400,816
Sum o f M a n te n im ie n to fijo s
19,376,689
20,066,157
12,787,240
26,546,957
7,800,123
Sum o f O perativos variables
58,704,738
72,491,950
139,189,537
163,548,157
60,806,087
469,317,441
827,736,599
688,144,391
416,347,011
580,041,611
381,568,221
53,713,112
204,334,567
6,549,286,347
6,660,599,124
8,572,402,626
Sum o f P re ve n tivo y correctivo
Sum o f Overhaul
Sum o f C om bustible
Sum o f Transporte Com bustibles
5,011,972,194
-
-
-
-
4,531,402,734
-
Sum o f Lubricante
88,512,975
333,654,266
259,938,829
194,504,427
89,485,651
Sum o f Im puestos + costos financieros
37,945,865
249,591,548
134,039,607
279,039,413
157,752,318
8,960,103
11,395,194
12,451,010
12,993,860
6,365,722
Sum o f ENERGÍA GENERADA (kW h)
Nota: el costo de las pólizas corresponden del 2009 al 2011, respectivamente a un 12%, 25% y 22% del valor del rubro de
los gastos admón más póliza.
77
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Rev. 01
Fecha: 01/02/2013
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Tabla 2-41 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Inirida (pesos
corrientes/kWh)
Unidad
In irid a
In irid a
Inirida
2009
2010
2011
MIN - COSTO OPERATIVO, A O & M
$/kW h
1,263.93
MAX - COSTO OPERATIVO, A O & M
$/kW h
1,359.69
COSTO OPERATIVO+AO&M
$/kW h
1,263.93
1,302.84
1,359.69
CAO&M FIJOS
$/kW h
103.85
120.53
106.90
$/kW h
63.69
77.37
69.16
O p erativo s fijo s
$/kW h
37.31
41.23
34.26
M a n te n im ie n to fijo s
$/kW h
2.85
1.94
3.48
$/kW h
182.12
133.52
102.87
Gastos A d m in is tra c ió n
CO&M VARIABLES
O perativos V ariables
$/kW h
10.30
21.09
21.45
M a n te n im ie n to V ariable
$/kW h
171.82
112.43
81.41
GASTOS DE OPERACIÓN (c o m b u s tib le )
$/kW h
977.96
1,048.78
1,149.93
C om bu stib le
$/kW h
930.55
1,009.39
1,124.42
Transporte
$/kW h
-
Lubricante
$/kW h
47.41
39.39
25.51
35.46
20.31
36.60
7,038,093
6,598,625
7,623,852
Im puestos + costos fin a n cie ro s
ENERGÍA GENERADA (kW h)
% variación COSTO OPERATIVO+AO&M
MW h
-
-
3%
4%
78
CREG
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Tabla 2-42 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Inirida (pesos constantes
del 2009/kWh)
Inirida
Inirida
2009
2010
% variación de C. combustibles y AO&M
2011
- 1%
COSTO OPERATIVO y AO&M
1,263.93
1,248.27
% variación de AO&M fijos
CAO&M FIJOS
Inirida
- 1%
1,234.70
11 %
-16%
$/kW h
103.85
115.49
97.07
Gastos Adm inistración
$/kW h
63.7
74.1
62.8
Operativos fijos
$/kW h
37.3
39.5
31.1
M antenim iento fijos
$/kW h
2.9
1.9
3.2
-30%
-27%
% variación de O&M variables
CO&M VARIABLES
182.12
127.93
93.41
Operativos Variables
$/kW h
10.3
2 0 .2
19.5
M antenim iento Variable
$/kW h
171.8
107.7
73.9
$/kW h
977.96
1,004.86
1,044.22
930.5
967.1
1, 0 2 1 .1
-
-
% variación de O&M variables
GASTOS Combustibles
3%
Combustible
Transporte
Lubricante
47.4
37.7
% variación de impuestos + fros
Impuestos + costos financieros
4%
-45%
$/kW h
ENERGÍA GENERADA (MWh)
MWh
POTENCIA INSTALADA(kW)
kW
35.46
19.46
7,038
6,599
1,800
1,800
-
23.2
71%
33.24
7,624
1,800
Nota: se lleva a pesos contantes con el IPP: 2009=107.97, 2010= 112,69, 2011=118.9
Inirida
Costos AO&M(f y v) y Combustible$/kWh
pesos co n stan tes 2009
1,200
7,800
7,600
1,000
ENERGIA GENERADA (M W h )
7,400
7,200
800
■ GASTOS C om bustibles
■ 7,000
600
- 6,800
6,600
400
200
• C O & M VARIABLES
- 6,400
-
* C A O & M FIJOS $ /k W h
6 ,2 0 0
6,000
• Im p u e sto s + costos fin a n c ie ro s
$ /k W h
Figura 2-37 Costos AO&M y Combustible Planta Inirida ($/kWh) Pesos constantes
79
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
Tabla 2-43 Costo de Operación y Mantenimiento de la Planta de Inirida (dólar /kWh)
precios constantes del 2009
CAO&M FIJOS
Inirida
Inirida
Inirida
2009
2010
2011
US$/kW ano
188.58
222.98
222.60
Gastos A d m in istra ció n
US$/kW ano
115.66
143.12
144.01
O perativos fijo s
US$/kW ano
67.74
76.27
71.34
M a n te n im ie n to fijo s
US$/kW ano
5.18
3.58
7.25
CAO&M FIJOS + CO&M variables
US$/kWh
0.133
0.128
0.103
CAO&M FIJOS
US$/kWh
0.05
0.06
0.05
Gastos A d m in istra ció n
US$/kWh
0.030
0.039
0.034
O perativos fijo s
US$/kWh
0.017
0 .0 2 1
0.017
M a n te n im ie n to fijo s
US$/kWh
0 .0 0 1
0 .0 0 1
0 .0 0 2
CO&M VARIABLES
O perativos V ariables
M a n te n im ie n to Variable
C om bustible
US$/kWh
0.085
0.067
0.051
US$/kWh
0.005
0 .0 1 1
0 .0 1 1
US$/kWh
0.080
0.057
0.040
US$/kWh
0.454
0.467
0.485
0.553
C om bustible
US$/kWh
0.432
0.509
Transporte
US$/kWh
-
-
-
Lubricante
US$/kWh
0 .0 2 2
0 .0 2 0
0.013
(Nota:1) para pasar de peso al dólar se utilizó la TRM promedio histórica correspondiente a cada vigencia
2009=2153.3, 2010=1898.68 2011=1846.97
Tabla 2-44 Porcentaje de participación del costo de AO&M respecto al precio del
combustible y sobre el costo total de operación y mantenimiento Inirida
1
% P a rtic ip a c ió n s o b re e l c o m b u s tib le
C A O & M FIJOS
GASTOS DE ADM IN ISTR AC IO N
1
In irid a
In irid a
In irid a
2009
2010
2011
%PART
11%
11%
9%
%PART
7%
7%
6%
O p e ra tiv o s fijo s
%PART
4%
4%
3%
M a n te n im ie n to fijo s
%PART
0.3%
0.2%
0.3%
C O & M VARIABLES
%PART
19%
13%
9%
O p e ra tiv o s V a ria b le s
%PART
1%
2%
2%
M a n te n im ie n to V a ria b le
%PART
18%
11%
7%
% P a rtic ip a c ió n s o b re to ta l d e C o s to s o p e r a c ió n y A O & M
C A O & M FIJOS
GASTOS DE ADM IN ISTR AC IÓ N
%PART
8%
9%
8%
%PART
5%
6%
5%
O p e ra tiv o s fijo s
%PART
3%
3%
3%
M a n te n im ie n to fijo s
%PART
0%
0%
0%
C O & M VARIABLES
%PART
14%
10%
8%
O p e ra tiv o s V a ria b le s
%PART
1%
2%
2%
M a n te n im ie n to V a ria b le
%PART
14%
9%
6%
80
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL-ESTUDIOS EN ZNI____________________________________________________ ^ 0 1 / 0 2 / 2 0 1 3
En la siguiente Tabla se presentan los promedios de los costos anuales fijos y variables
de AO&M, de las centrales de GUARI, INIRIDA y MITU.
Tabla 2-45 Promedios de los costos anuales fijos y variables
Guapi
In irid a
M itu
P r o m e d io
P r o m e d io
P r o m e d io
2 0 0 9 -2 0 1 1
2 0 0 9 -2 0 1 1
2 0 0 9 -2 0 1 1
U S $ /k W a n o
1 4 5 ,5 1
2 1 1 ,3 9
8 7 ,7 0
U S $ /k W a n o
8 8 ,5 3
1 3 4 ,2 7
6 2 ,5 4
O p e r a tiv o s fijo s
U S $ /k W a n o
5 3 ,0 3
7 1 ,7 8
2 2 ,1 4
M a n t e n im ie n t o fijo s
U S $ /k W a n o
3 ,9 5
5 ,3 4
3 ,0 2
C A O & M FIJOS + C O & M v a ria b le s
U S $ /k W h
0 ,1 1
0 ,1 2
0 ,1 4
C A O & M FIJOS
U S $ /k W h
0 ,0 5
0 ,0 5
0 ,0 5
G asto s A d m in is tra c ió n
U S $ /k W h
0 ,0 3
0 ,0 3
0 ,0 3
O p e r a tiv o s fijo s
U S $ /k W h
0 ,0 2
0 ,0 2
0 ,0 1
M a n t e n im ie n t o fijo s
U S $ /k W h
0 ,0 0
0 ,0 0
0 ,0 0
C A O & M FIJOS
G asto s A d m in is tra c ió n
C O & M VAR IA BLES
O p e r a tiv o s V a r ia b le s
M a n t e n im ie n t o V a r ia b le
C o m b u s tib le
U S $ /k W h
0 ,0 6
0 ,0 7
0 ,0 9
U S $ /k W h
0 ,0 1
0 ,0 1
0 ,0 1
U S $ /k W h
0 ,0 5
0 ,0 6
0 ,0 8
U S $ /k W h
0 ,2 5
0 ,4 7
0 ,5 1
0 ,5 0
0 ,2 1
C o m b u s tib le
U S $ /k W h
0 ,2 4
T ra n s p o r te
U S $ /k W h
0 ,0 2
Lubri c a n te
U S $ /k W h
0 ,0 1
0 ,0 2
0 ,0 1
2300
3750
3750
C a p a c id a d in s ta la d a (k W )
0 ,3 4
-
Tabla 2-46 Referentes de eficiencia del estudio del Banco Mundial
D ie s e l/G a s o lin e G e n e ra to r D o lares de 2009
C a p a c ity
C o n te n ts
U n its
M in im u m
C a p ita l C o st
300 W
1064
V a r ia b le O & M
c e n t /k W h
4,35
5,48
6,58
F ue l
c e n t /k W h
44,47
64,85
71,56
S /k W
548,4
685,5
822,6
F ix e d O & M
c e n t /k W h
V a r ia b le O & M
c e n t /k W h
2,62
3,29
3,94
F ue l
c e n t /k W h
36,13
44,67
58,15
526,46
652,59
767,66
F ix e d O & M
c e n t /k W h
1,75
2,20
2,63
V a r ia b le O & M
c e n t /k W h
2,62
3,30
3,94
F ue l
c e n t /k W h
10,97
14,35
20,14
712,92
C a p ita l C o st
5 MW
M a x im u m
888
c e n t /k W h
C a p ita l C o st
100 k W
P r o b a b le
713
F ix e d O & M
C a p ita l C o st
1 kW
S /k W
S /k W
504,53
608,72
F ix e d O & M
c e n t /k W h
S /k W
0,87
1,10
1,31
V a r ia b le O & M
c e n t /k W h
2,18
2,70
3,29
F ue l
c e n t /k W h
3,2
4,81
7,56
81
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
F e c h a d /0 2 /2 0 1 3
A partir de la información anterior y de acuerdo con las potencias agregadas instaladas en
las centrales de generación de Mitú, Guapi e Inirida, obtenemos los siguientes valores
máximos en costos fijos y variables de O&M. Se toman los valores máximos en
consideración a las particularidades de las ZNI de nuestro país.
Tabla 2-47 Costos Fijos y Variables de O&M por central
Costos Fijos
CENTRAL
Fijos
Variables
Total O&M
(cent/kW h) (cent/kW h) (cent/kW h)
+ Variables
de O&M
(Reales)
GUARI
2300
2,04
3,65
5,69
11,00
3750
1,65
3,46
5,11
14,00
3750
1,65
3,46
5,11
12,00
MITU
INIRIDA
Los anteriores resultados indican que los costos de O&M en las centrales objeto de
análisis pertenecientes a las ZNI Colombianas, presentan costos de O&M que se
encuentran en un rango de dos y tres veces los costos de referencia del estudio del
Banco Mundial tomados como referencia para el presente estudio.
82
CREG
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INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
3
F ^ te : 01/02/2013
ESTUDIO DE COSTOS DE PLANTAS EN ZNI EN COLOMBIA
En la primera parte de este capítulo se hace una descripción de los principales
componentes de costos de inversión de plantas térmicas con motores reciprocantes.
A continuación se determinan los costos de suministro e instalación de estas plantas de
generación térmica en las ZNI de Colombia, discriminando los costos en sus diferentes
componentes, así:
Grupo electrógeno
Cabina insonorizadora
Transformadores y sus auxiliares
Tanques de almacenamiento de combustible y sus accesorios
Tableros
Transporte
Obras civiles
Montaje
Costos Indirectos: Los costos indirectos incluyen inspectoría RETIE, interventoría
técnica, interventoría para lo administrativo y financiero.
Posteriormente se presenta un resumen de la información recopilada durante las visitas
de campo efectuadas (en anexos independientes se adjunta toda la información detallada
que se logró recopilar entorno a cada uno de los sitios objeto de las visitas de campo)
A continuación se presenta la información referente a los costos de inversión y de AO&M
de las plantas objeto de este estudio en cada uno de los sitios visitados.
Los resultados del análisis de determinación de costos de inversión y de AO&M en los 7
sitios visitados, se comparan con los reportados con otras fuentes y se extraen las
conclusiones de eficiencia pertinentes.
Finalmente, con fundamento en los elementos presentados en los capítulos 1 y 2, se
incluye una propuesta de conformación eficiente de equipos y sistemas de una central
ubicada en las ZNI en atención a los criterios de minimizar el costo de la generación de
energía eléctrica, garantizando disponibilidad y confiabilidad y se incluye un análisis con
base en el uso de diferentes tecnologías de generación con motores reciprocantes,
utilizando las curvas de carga de Puerto Leguízamo para proponer el diseño de planta
más eficiente.
3.1
COSTOS DE PRODUCCION EN GRUPOS ELECTROENOS DIESEL
De manera general, para los sistemas de generación de energía eléctrica de las ZNI se
agruparán los costos de producción en dos grandes componentes:
•
Costos de Inversión: comprende los que hacen referencia a la compra, instalación y
puesta en funcionamiento del sistema de generación.
83
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
•
Costos de Administración, Operación y Mantenimiento: en este rubro se agrupan
todos aquellos costos asociados a la actividad de producción de energía eléctrica,
excepto los costos de combustible y lubricantes. Incluyen todas las actividades que se
requieren para garantizar la disponibilidad, confiabilidad y eficiencia de las máquinas.
Adicionalmente
componente:
•
F ^ te : 01/02/2013
a estos dos
componentes,
se tiene
presente también
un tercer
Costos de combustibles y lubricantes: para este estudio se propone dejar este ítem
independiente dado el peso relativo que el mismo tiene sobre el costo de producción,
así como la diferenciación en el análisis cuando se busca mayor eficiencia en el costo
de generación.
A continuación se presentará la información correspondiente a los costos de los
componentes mencionados.
3.1.1
Costos de Inversión
En las ZNI (1000 localidades aproximadamente) se instalan principalmente grupos
electrógenos individuales, aunque también se encuentran, en menor número, plantas de
generación conformadas por varios grupos electrógenos individuales. Las instalaciones y
diseños de estas plantas son heterogéneos.
La determinación de los costos de inversión está asociada a la condición de que las
plantas funcionan aisladas eléctricamente y atienden un mercado local único.
Las plantas atienden mercados que van desde 10 kW hasta 4,000 kW de demanda pico.
Los principales elementos de costo que componen el rubro de inversión en este tipo de
plantas en sitio corresponden a los siguientes componentes:
Grupo electrógeno
Cabina insonorizadora
Transformadores y sus auxiliares
Tanques de almacenamiento de combustible y sus accesorios
Transporte
Montaje: Comprende los costos relacionados a equipos auxiliares y materiales de
la parte electromecánica y la mano de obra.
Obras civiles: Este componente es basado en la construcción de las bases y casa
de máquinas de los grupos electrógenos.
Costos Indirectos: Los costos indirectos incluyen inspectoría RETIE, interventoría
técnica, interventoría para lo administrativo y financiero.
En los siguientes numerales se presenta la información sobre los costos de los
componentes de inversión:
3.1.1.1
Costos del Electrogrupo
Para una potencia determinada de un grupo electrógeno, la oferta de precios que se
encuentra en el mercado colombiano varía en un amplio margen, de acuerdo al
84
CREG
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INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
F ^ te : 01/02/2013
distribuidor o representante de las diferentes marcas o a la empresa ensambladora de
grupos electrógenos. Dentro de la información acopiada por la consultoría, podemos
mencionar los siguientes ejemplos sobre grupos electrógenos de diferentes potencias y
precios en dólares del 2012:
•
60 kW de potencia: se encuentran en el mercado colombiano aproximadamente
seis marcas, cuyos precios varían entre $11,800 y $14,500 dólares, con una
variación cercana al 20%.
•
200 kW de potencia: el precio oscila entre $21,700 y $26,800 dólares, variación
cercana al 25%.
•
400 kW: precio entre $43,500 y $54,500 dólares, con una variación porcentual
cercana al veinte por ciento.
•
900 kW: precio entre $107,000 y $151,000 dólares, variación cercana al 40%
•
Mayores a 1,000 kW: se reduce el número de marcas y potenciales proveedores a
nivel nacional se reduce y los precios que se encuentran en el mercado varían
entre $107,000 y $151,000 dólares. En este rango de potencia la variación de
precios lista de mercado es del 35% aproximadamente.
Los anteriores datos corresponden a precios de lista e incluyen costos de nacionalización
e impuesto de valor agregado, GIF Bogotá. Conforme con la información de los
proveedores, los precios aplican a nivel nacional en donde tenga representación
determinada marca, generalmente en las principales ciudades del país.
Adicionalmente se encuentran vendedores de grupos electrógenos a nivel nacional como
Dieselectros, Plantidiesel, ListerPeter, entre otros, los cuales se dedican a ensamblar en
muchos casos grupos electrógenos utilizando diferentes marcas de motores y
generadores, ofreciendo al mercado mejores precios frente a los grupos electrógenos
importados por las grandes marcas. Esta competencia de precios se presenta en la
configuración de grupos electrógenos de potencias inferiores a 2,000 kW. Para potencias
mayores el mercado se restringe principalmente al uso de las máquinas importadas de
fábrica al país.
En Colombia, puesto que existe una diversidad amplia de empresas que ofrecen grupos
electrógenos de motor reciprocante y ninguno tiene una posición dominante, se considera
que están dadas las condiciones de mercado que permiten disponer de costos eficientes
para estos grupos electrógenos.
Integrando un universo amplio de información de costos de grupos electrógenos de
múltiples distribuidores y marcas en Colombia, y procesando esta información con
métodos estadísticos, se produce la siguiente gráfica que muestra los costos esperados
en Colombia de los grupos electrógenos diesel de capacidades hasta de 2500 kW,
expresados en USD y en USD/kW a precios del 2012.
85
CREG
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INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________________________________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 3
USD
USD/kW
Precios promedio ajustados de grupos electrógenos diesel en Colombia
400.000
U S D /kW
USD
250 000
200.000
150.000
100.000
50 000
Average price (ajustado)
$ 4 .696,7
$5 .428,5
$ 6 .892,3
$ 7 .624,2
$ 8 .356,0
$ 11.28 3 ,
$ 1 2 .74 7 ,
$ 1 4 .21 1 ,
$ 15.674,
$ 1 8 .60 2 ,
$ 2 5 .9 2 1,
$3 3 .239,
$ 4 0 .5 5 8,
$4 7 .8 7 7,
$5 5 .196,
$6 2 .5 1 4,
$ 6 9 .83 3 ,
$7 7 .152,
$ 121.064
$ 135.702
$ 164.977
$ 223.527
$296.714
$ 369.902
Average price (ajustado)
USD/kW
Figura 3-1 Precios de generadores diesel a Octubre de 2012 (5 a 2500 kW) - USD del 2012
(Fuente: USAENE LLC)
86
CREG
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INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
Fecha”
1/02/2012
Como se aprecia de la gráfica anterior, el nivel de precios comienza en 950 USD/kW para
grupos de baja potencia hasta un valor asintótico de cerca de 153 USD/kW para grupos
mayores a 600 kW. Nótese también, de manera complementaria, la tendencia creciente
de los precios en USD al aumentar la potencia en kW de estas máquinas.
En cuanto al nivel de precio de los equipos, éste depende de su posicionamiento en el
mercado, el servicio de postventa, la asistencia técnica, el suministro de repuestos y los
puntos de atención o representación que tenga a nivel nacional.
Con base en esta información de precios, la cual no incluye tableros, interruptores,
transformadores, sistemas de almacenamiento y trasiego de combustible, obra civil, y
mediante un procedimiento estadístico de regresión, se calculan los precios alto, bajo y
promedio en USD de 2012 para el rango de potencias entre 5 y 2500 kW. La tabla
siguiente muestra el resultado obtenido.
Tabla 3-1 Precios Unitarios Generadores Diésel (USD/kW)1 2012
5
10
20
25
30
40
50
60
70
80
100
125
150
High price
(ajustado)
USD/kW
1.342
744
445
385
346
296
266
246
232
221
206
194
186
L o w price
(ajustado)
USD/kW
547
347
247
227
213
197
187
180
175
172
167
163
160
A ve ra g e price
(ajustado)
USD/kW
939
543
345
305
279
245
226
212
203
196
186
178
173
200
176
157
166
250
170
155
162
300
166
153
160
350
163
152
158
400
161
152
156
450
160
151
155
500
158
151
154
600
156
150
153
700
155J
149
152
800
154
149
151
900
153
149
151
1.100
152
148
150
kW
1.500
150
148
149
2.000
149
148
148
2.500
149
147
148
*Calculo USAENE
1 Se
ajustaron los resultados mediante regresión lineal estadística en excel (ver anexo memoria de cálculo).
87
CREG
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INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
£ ^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Respecto a esta tabla es conveniente expresar que el precio esperado de un grupo
electrógeno diesel en Colombia se encuentra entre el precio mínimo y el precio máximo
de la tabla con un nivel de confiabilidad del 95%.
Los precios promedio reportados en la tabla anterior son los que se utilizan para el cálculo
de la inversión a realizar en la planta de generación en cada uno de los sitios de las ZNI.
Es importante anotar que por lo general los equipos son cotizados en dólares y se
convierten a pesos a la tasa del día de pago de los mismos. Dado que la tasa de cambio
ha mantenido una tendencia a la baja durante los últimos años, en particular desde la
fecha de la resolución CREG 091 de 2006, se infiere que el nivel de precios en pesos ha
disminuido en términos reales.
3.1.1.2
Costos de la cabina insonorizadora
Del análisis estadístico del universo de información obtenido de los diferentes
distribuidores en Colombia se presenta la siguiente tabla con precios calculados para las
cabinas de insonorización, por potencia:
Tabla 3-2 Precios Cabinas de insonorización (USD)1 2012
kW
USD
5
$
1.607
10
$
2.073
20
$
2.674
25
$
2.902
30
$
3.102
40
$
3.448
50
$
3.742
60
$
4.001
70
$
4.234
80
$
4.447
100
$
4.826
125
$
5.238
150
$
5.601
200
$
6.224
250
$
6.755
300
$
7.223
350
$
7.643
400
$
8.027
450
$
8.382
500
$
8.712
600
$
9.315
700
$
9.857
800
$
10.352
900
$
10.810
1.000
$
11.236
1.500
$
13.039
2.000
$
14.490
2.500
$
15.727
*Calculo USAENE
88
CREG
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
3.1.1.3
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Costos del transformador
Para los rangos de potencia asociados a los proyectos de las ZNI, existe en el mercado
una gama importante de fabricantes nacionales e internacionales que tienen
representaciones en el país.
Si bien desde el punto de vista de oferta es muy importante contar con una diversidad de
oferentes, la selección del equipo debería tener en cuenta criterios de costo/eficiencia en
relación con sus pérdidas, sus características de diseño y sus índices de disponibilidad.
Con base en cotizaciones de fabricantes de transformadores trifásicos en aceite (ver
anexos) y en los datos reportados por los proyectos visitados durante este estudio, los
datos se ajustaron mediante análisis un estadístico (ver anexo memorias de cálculo)
para obtener una tabla de precios por capacidad de los transformadores, la cual se
observa a continuación:
Tabla 3-3 Precios de Transformadores (USD)1 2012
kVA
USD
5
10
20
25
30
40
50
60
70
80
100
125
150
200
250
300
350
400
450
500
600
700
800
900
1 .0 0 0
1.500
2 .0 0 0
2.500
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
4.365
4.458
4.643
4.736
4.828
5.013
5.199
5.384
5.569
5.754
6.125
6.588
7.051
7.978
8.904
9.830
10.757
11.683
12.609
13.535
15.388
17.241
19.093
20.946
22.798
32.061
41.324
50.587 *Calculo USAENE
89
CREG
Doc. AN-USA-882-03
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
3.1.1.4
F ^ te : 01/02/2012
Costo de los tanques de almacenamiento de combustible
Los datos de precios y volúmenes de tanques de combustible relacionados en las bases
de datos de algunos de los proyectos en ZNI de Colombia, se incluyeron en el análisis
que se realizó mediante el cálculo de los materiales requeridos
(acero)
para la
construcción de tanques de combustible de los volúmenes requeridos en las ZNI. A
continuación se presenta la relación de precios por volumen de tanque en pesos
colombianos:
Tabla 3-4 Precios de Tanques de combustible (USD) 2012
Volumen
(gal)
Precio del
Tanque
(USD)
48.000,0
10.900,0
10.000,0
8.000,0
6.800,0
6.000,0
5.000,0
3.800,0
2.000,0
1.800,0
1.500,0
1.000,0
$ 113.400,00
$ 25.751,25
$ 23.625,00
$ 18.900,00
$ 16.065,00
$ 14.175,00
$ 11.812,50
$ 8.977,50
$ 4.725,00
$ 4.252,50
$ 3.543,75
$ 2.362,50
*Calculo USAENE
3.1.1.5
Costo de Tableros de Sincronismo
Se encuentra que para muchas aplicaciones son suficientes las protecciones y elementos
estándares del grupo generador provisto por el fabricante. En los casos en que se
requieren tableros de sincronismo, estos deben proveerse con protección, barras de
distribución, interruptores y totalizadores. Se encontró mediante cotizaciones y relaciones
de algunos proyectos en Colombia que los tableros de sincronismo pueden alcanzar
precios alrededor de 140 millones de pesos colombianos (precios 2012) para potencias de
3,000 kW. A continuación se presenta una relación de los precios estimados para
potencias de generadores entre 5 y 1000 kW.
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Tabla 3-5 Precios de Tableros (USD) 2012
kW
T a blero
G eneral
(A)
5
10
20
25
30
40
50
60
70
80
100
125
150
200
250
300
350
400
450
500
600
700
800
900
1.000
1.500
2.000
2.500
3.1.1.6
10
20
40
50
60
80
100
120
140
160
200
250
300
400
500
600
700
800
900
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
3.000
4.000
5.000
T a b le ro s de
sincronism o
(USD)
824
$
953
$
1.210
$
1.338
$
1.467
$
1.724
$
1.981
$
2.238
$
2.495
$
2.751
$
3.265
$
3.908
$
4.550
$
5.835
$
7.119
$
8.404
$
9.689
$
10.974
$
12.258
$
13.543
$
16.112
$
18.682
$
21.251
$
23.821
$
26.390
$
39.237
$
52.084
$
64.931 *Calculo USAENE
$
Resumen de los costos de los equipos
A continuación se presenta la tabla con los resultados de los costos de equipos de grupos
electrógenos y sus auxiliares situados en Bogotá, para potencias en el rango de 20 a
2500 kW aprecios de 2012 y una tasa de cambio de US$1800/USD.
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Tabla 3-6 Precios de equipos electrógenos y sus auxiliares puestos en Bogotá. Pesos
Colombianos de 2012
Capacidad
kW
5
10
20
25
30
40
50
60
70
80
100
125
150
200
250
300
350
400
450
500
600
700
750
800
900
10 00
1250
1500
1600
2000
2500
Precio Equipos Bogotá (COR)
G ru p o E le c t r ó g e n o
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
8.454.088
9.771.462
12.406.210
13.723.583
15.040.957
17.675.705
20.310.453
22.945.201
25.579.949
28.214.696
33.484.192
40.071.062
46.657.931
59.831.670
73.005.409
86.179.148
99.352.887
112.526.626
125.700.365
138.874.104
165.221.582
191.569.060
204.742.799
217.916.538
244.264.016
270.611.494
336.480.189
402.348.884
428.696.363
534.086.275
665.823.665
Cabina
Tanques de
Insonorizadora
combustible
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
2.893.338
3.731.446
4.812.327
5.223.014
5.584.453
6.206.306
6.735.955
7.202.092
7.621.284
8.004.076
8.687.147
9.428.512
10.080.978
11.203.538
12.159.652
13.001.117
13.757.836
14.448.847
15.087.114
15.681.917
16.767.128
17.743.045
18.198.041
18.634.219
19.457.371
20.224.471
21.950.435
23.469.436
24.031.960
26.082.858
28.308.780
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
4.252.500
4.252.500
4.252.500
4.252.500
4.252.500
4.252.500
4.252.500
4.252.500
4.252.500
4.252.500
21.262.500
21.262.500
21.262.500
21.262.500
21.262.500
21.262.500
21.262.500
21.262.500
21.262.500
21.262.500
21.262.500
21.262.500
21.262.500
21.262.500
21.262.500
42.525.000
42.525.000
42.525.000
42.525.000
42.525.000
42.525.000
T ransformadores
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
7.857.054
8.023.788
8.357.256
8.523.990
8.690.724
9.024.192
9.357.660
9.691.128
10.024.596
10.358.064
11.025.000
11.858.670
12.692.340
14.359.680
16.027.020
17.694.360
19.361.700
21.029.040
22.696.380
24.363.720
27.698.400
31.033.080
32.700.420
34.367.760
37.702.440
41.037.120
49.373.820
57.710.520
61.045.200
74.383.920
91.057.320
*Calculo USAENE
3.1.1.7
Costos de Transporte de equipos
Se entiende que los costos eficientes del transporte se obtienen donde existe un mercado
en el cual hay diversidad de empresas oferentes del servicio (libre oferta) y ninguna puede
imponer el precio de este (mercado oligopólico). Esta condición es factible encontrarla en
parte del servicio de transporte terrestre y del aéreo.
De la información obtenida se evidencia un alto costo de transporte fluvial en las ZNI, lo
cual se explica en gran medida a condiciones de mercados de tipo monopólico y de
posición dominante local, el cual no permite obtener precios de competencia en muchos
casos debido a las condiciones sociales y políticas de cada región o localidad.
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3.1.1.7.1
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Metodología
Para determinar entonces los costos por cada medio de transporte a cada uno de los
sitios visitados, y a las otras localidades se utilizó la siguiente metodología:
Se determinan los costos de transporte, manejo y espera por cada medio requerido, se
determina el monto total de los seguros y se suman las cifras correspondientes.
1.
Los pesos y dimensiones de los diferentes equipos se obtienen de la información
establecida por los fabricantes en sus catálogos técnicos.
Teniendo la información de los pesos y dimensiones de los equipos a transportar,
se define el tipo de vehículo de transporte para utilizar el modelo mencionado del
Ministerio de Transporte y la capacidad de los equipos de transporte fluvial y
marítimo.
Tabla 3-7 Relación de pesos de equipos en kg por potencia
T o ta l p e s o
kW
e q u ip o s
(to n )
2.
5
2,0
10
2,0
20
2,1
25
2,1
30
2,1
40
2,2
50
2,3
60
2,4
70
2,4
80
2,5
100
4,2
125
4,4
150
4,6
200
5,0
250
5,4
300
5,8
350
6,3
400
6,8
450
7,2
500
7,8
600
8,8
700
9,8
750
10,3
800
10,9
900
12,0
1000
14,1
1250
17,0
1500
19,8
1600
2 1,0
200 0
25,2
2 50 0
2 9,3
'Catálogos de fabricantes
Para los costos terrestres se emplea el modelo desarrollado por el Ministerio de
Transporte, disponible en la página web de este ministerio, al cual se le define el
93
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
tipo de vehículo a utilizar y del cual se calculan los costos de transporte, de
manejo, carga y descarga y de espera.
Los costos de carga y descarga y de espera así calculados, se aplican también a
los otros medios de transporte.
3.
Los costos de transporte fluvial, marítimo y aéreo se obtienen de las cotizaciones
de varias empresas dedicadas a esta actividad en las ZNI.
4.
La estimación del costo de los seguros de transporte corresponde, en los
diferentes medios, al 2% del valor reportado sin IVA de los equipos.
5.
Las distancias que se recorren utilizando los diferentes medios de transporte, se
determinan utilizando las tablas de distancias del Ministerio de Transporte, la
información contenida en sitios web de alcaldías y herramientas de georeferenciación.
6 . Para efectos de realizar los cálculos de costos de transporte, se utiliza el dato del
peso de los equipos y se determina un indicador de costo en términos de $/ton-km
para los distintos modos de transporte, el cual afecta la distancia a recorrer. Para
el modo terrestre se opta por el indicador definido por el Ministerio de Transporte y
para los modos fluvial, marítimo y aéreo se utiliza el promedio de los valores
obtenidos recientemente en cotizaciones para transporte a las diversas áreas de
las ZNI.
Tabla 3-8 Indicadores definidos para los costos de transporte ($/ton-km) 2012
Indicadores
Terrestre vía primaria
Terrestre vía secundaria
Terrestre vía terciaria
Fluvial
Marítimo
Aéreo
$/ton-km
250
500
1,0 00
3,000
2,500
5,500
*Cálculos USAENE
7.
Para cada uno de los sitios, el costo total del transporte de equipos se determina
efectuando la sumatoria de los costos indicados en esta metodología.
NOTA: Para el transporte
metodología.
de
los combustibles
también
se aplicara
esta
3.1.1.7.2 Indicadores de costo de transporte
Cómo se puede apreciar en la Tabla 3-8, los valores de los indicadores fluvial y marítimo,
son varias veces superiores a los indicadores del modo de transporte terrestre, lo cual
parecería inconsistente y contrario a lo presentado a nivel mundial, dado los bajos
volúmenes, tipos de transporte ofrecidos y los volúmenes de carga, asociados a
posiciones de baja competitividad de oferentes en libre mercado.
A nivel mundial el ordenamiento de costos de transporte de más barato a más costoso es
el siguiente:
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
1. Transporte Marítimo
2. Transporte Fluvial
3. Transporte Ferroviario
4. Transporte Terrestre
5. Transporte Aéreo
El Ministerio de Transporte de Colombia realizó un estudio en el año 2004, en el cual se
observa el ordenamiento teórico y el nivel de costos en COP$/ton-km, de los diversos
modos de transporte en Colombia.
Tabla 3-9 Comparación entre los diferentes modos de transporte
M odo
Aéreo
Terrestre
Fluvial
T oneladas
p o r ve h ícu lo
12
V e hículos
(unidades)
600
C osto
($/ton-km )
1552
35
206
92
1200
6
64
Fuente: Ministerio de Transporte. Octubre de 2004. Ejemplo para transportar 7200 ton a 500 km
Este estudio no se utilizó para establecer las tarifas de transporte en Colombia en las ZNI.
Es de resaltar que el costo calculado por ton/km del modo fluvial es cerca de 70% del
costo por modo terrestre.
Sin embargo y de acuerdo a los datos de las cotizaciones recibidas por esta consultoría
sobre el transporte fluvial para los sitios de ZNI, el costo de este modo de transporte es 12
veces superior al del costo terrestre, principalmente por las razones expuestas
anteriormente
3.1.1.7.3 Resultados de cálculo de costos de transporte en $/ton
Aplicando la metodología presentada, se calcularon los costos de transporte de los
equipos desde Bogotá hasta las cabeceras municipales y sitios visitados y los resultados
se consignan en la siguiente tabla:
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Tabla 3-10 Costos de Transporte en COP$/ton 2012
Tramo
Bogotá - Turbo
Modo
TVP
Acandí
Turbo - Acandí
M
Bogotá - Acandí
Acandí - San Francisco
A
M
Bogotá - Buenaventura
TVP
km
748
0
0
0
0
0
0
75
0
594
26
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
493 $
$
$
$
$
$
Pizarro Bajo Baudó
$
Buenaventura - Rzarro
Bogotá
Rzarro
Rzarro
Bogotá
- Rzarro
- Rlizá
- Virudó
- Buenaventura
M
A
M
M
TVP
Guapi
Buenaventura - Guapi
M
Bogotá - Guapi
Guapi - Atajo 1
Guapi - Atajo 2
Guapi - Chamón
A
M
M
M
262 $
$/ton
187.000
187.500
3.267.000
65.000
123.250
655.000
|TOTAL ($/ton)
$ 187.000,00
5
-
I
[$
187.500 I
I
| $
3.267.000
65.000
$
$
$ 123.250,00
5
-
r$
$
437 $ 2.403.500 | $
I
655.000 ]
I
2.403.500
32.500
$
122.500
$
$ 123.250,00 |
13 $
32.500
49 $ 122.500
493 $ 123.250
$
$
$
$
$
$
172 $ 430.000 T
430.000
$
I
479 | $ 2.634.500 | $ 2.634.500
6 $
15.000 $
15.000
5,6 $
14.000 $
14.000
2 ,6 $
6.500
I
96
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Tramo
Bogotá - Villavicencio
Villavicencio - Ro Gaitan
Ro Gaitan - Ranas
Ranas - Ro Oriente
Ro Oriente - Ro Inirida
Modo
TVP
TVP
TVS
TVS
F
km
90
190
52
143
820
Pto Inirida
M
M
Bogotá - Ro Inirida
A
Ro Inirida - El Remanso
F
Ro Inirida - Chorrobocón
F
Bogotá - Fuente de Oro
TVP
Fte Oro - Sn José del Guaviare TVS
Sn J. Guaviare - Calamar
TVS
Calamar - Miraflores
F
0
0
700
44
85
236
182
98,8
168
Miraflores
Bogotá - Miraflores
Miraflores - Lagos del dorado
A
F
Bogotá - Fuente de Oro
TVP
Fte Oro - Sn José del Guaviare TVS
Sn J. Guaviare - Calamar
TVS
Calamar - Mitú
F
544
37
236
182
99
1000
Mitú
0
Bogotá - Mitú
Mitú - Acaricuara
Bogotá - Mocoa
Mocoa - Rjerto Asís
Ro Asís - Ro Leguízamo
A
F
582
63
TVP
TVS
607
104
F
400 |
Pto Leguízam o
Bogotá - Ro Leguízamo
Ro Leguízamo - Ro Ospina
Ro Leguízamo - Nueva Fáya
A
F
F
566 |
115
66
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$/ton
22.500
47.500
26.000
71.500
2.460.000
3.850.000
132.000
255.000
59.000
91.000
49.400
504.000
2.992.000
TOTAL ($/ton)
$ 167.500,00
| $
2.460.000
$
| $ 3.850.000
$
132.000
$
255.000
$ 199.400,00
$
504.000
$
| $ 2.992.000
$
111.000
$
59.000 $ 199.500,00
91.000
49.500
3.000.000 | $ 3.000.000
$
3.201.000 | $ 3.201.000
189.000 $
189.000
$
151.750 $ 203.750,00
52.000
1 .2 0 0 .0 0 0 | $ 1.200.000
1 1 1 .0 0 0
-
T
-
3.113.000 | $
345.000 $
198.000 $
3.113.000
345.000
198.000
*Cálculos USAENE
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
3.1.1.7.4 Costos de los equipos puestos en las cabeceras municipales visitadas
El costo total de
complementarios
de los auxiliares
correspondientes
los equipos de un grupo electrógeno, sus auxiliares y los elementos
se calcula adicionándole al costo de los equipos electrógenos, el costo
y complementarios, el costo del transporte multimodal y los seguros
desde Bogotá hasta el sitio de instalación.
Para establecer el costo de transporte multimodal utilizado, se selecciona el modo de más
bajo costo entre los posibles.
La tabla a continuación resume los datos de los costos de los equipos entre 5 y 2,500 kW,
puestos en las cabeceras municipales visitadas. Estas cifras no incluyen IVA.
Tabla 3-11 Costos de los equipos puestos en sitio (en pesos colombianos 2012)
kW
5
10
20
25
30
40
50
60
70
80
100
125
150
200
250
300
350
400
450
500
600
700
750
800
900
1000
1250
1500
1600
2000
2500
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
A C AN DI
PIZA RRO
GUAPI
PTO INIRIDA
M IR AFLO RE S
M ITÚ
(C O P $)
(C O P $)
(C O P $)
(C O P $)
(C O P $)
(C O P $)
29.101.603
31.712.716
36.327.802
38.503.046
40.628.093
44.775.241
48.828.475
52.817.060
56.757.892
60.666.414
86.018.555
95.559.413
105.010.371
123.728.527
142.279.807
160.716.901
179.070.171
197.358.894
215.596.155
233.795.965
270.085.749
306.271.147
324.332.535
342.376.078
378.416.474
436.277.824
529.424.476
618.992.706
654.769.718
797.621.898
975.639.840
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
29.003.674
31.631.197
36.279.360
38.471.271
40.613.068
44.793.969
48.881.290
52.904.293
56.879.872
60.835.153
86.951.668
96.583.192
106.126.753
125.035.753
143.785.101
162.427.138
180.991.874
199.498.236
217.958.959
236.399.392
273.162.064
309.838.039
328.150.472
346.448.433
383.006.376
441.859.948
535.198.389
626.102.622
662.403.307
807.218.821
987.185.210
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
28.559.896
31.179.521
35.811.765
37.995.654
40.129.390
44.294.047
48.364.962
52.371.400
56.330.256
60.263.033
86.011.668
95.599.555
105.098.548
123.915.698
142.569.719
161.113.120
179.576.081
197.977.697
216.330.871
234.655.496
271.190.575
307.630.444
325.822.053
343.997.567
380.306.423
438.682.455
531.376.319
621.637.556
657.686.205
801.556.799
980.585.433
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
33.183.311
35.922.987
40.738.510
42.994.768
45.201.239
49.512.460
53.731.390
57.887.280
61.997.013
66.132.830
95.200.564
105.182.145
115.083.245
134.729.086
154.243.167
173.676.478
193.057.675
212.404.335
231.727.838
251.097.307
289.685.784
328.255.857
347.537.569
366.817.825
405.373.996
468.058.502
567.364.391
663.426.880
701.749.446
854.145.317
1.041.634.585
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
29.924.250
32.546.472
37.183.952
39.370.479
41.506.867
45.676.866
49.753.177
53.765.063
57.729.419
61.669.597
87.539.223
97.141.462
106.655.113
125.502.472
144.187.845
162.763.686
181.260.120
199.696.185
218.084.731
236.447.444
273.057.376
309.574.897
327.806.244
346.022.030
382.412.807
440.945.897
535.222.455
625.695.167
661.826.708
806.008.075
985.345.126
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
31.903.260
34.620.154
39.448.456
41.731.130
43.964.151
48.328.872
52.601.831
56.812.275
60.977.081
65.187.013
95.466.300
105.591.589
115.639.467
135.587.801
155.415.826
175.173.975
194.890.352
214.581.976
234.259.673
254.010.535
293.348.553
332.696.204
352.375.830
372.059.343
411.435.840
475.693.046
574.106.744
672.286.833
711.439.435
866.947.242
1 057.524.850
PTO LE G U IZA M O
(C O P $)
31.366.601
$
34.013.255
$
38.699.979
$
40.911.318
$
43.072.643
$
47.292.893
$
51.419.952
$
55.483.079
$
59.499.164
$
63.508.956
$
90.516.559
$
100.253.779
$
109.905.295
$
129.036.776
$
148.017.027
$
166.897.980
$
185.709.238
$
204.469.318
$
223.190.548
$
241.911.493
$
279.225.447
$
316.473.325
$
335.078.421
$
353.672.975
$
390.834.261
$
450.844.542
$
547.193.294
$
639.655.006
$
676.566.176
$
823.670.496
$
$ 1.005.908.335
*Calculo USAENE
En la información contenida en esta tabla es conveniente anotar que los costos de los
grupos electrógenos, sus auxiliares y elementos complementarios se obtienen en
mercados sin deformación monopólica; pero los costos de transporte fluvial presentan
niveles de precios altos producto de un mercado de transporte de tipo monopólico local.
98
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INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
3.1.1.8
£ ^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Descripción general y costos en las obras civiles
La obra civil asociada a los grupos electrógenos es muy variada. La obra civil mínima
necesaria correspondería a la base física requerida para colocar el equipo en sitio de tal
manera que la base resista el peso del equipo y responda de manera adecuada a los
impactos y vibraciones propias de la operación del equipo.
La mayoría de estos equipos viene para ser operada en intemperie o en muchos casos
viene instalada en cabinas o conteiner insonorizado que requiere solamente la base
mencionada, como se puede observar para plantas de 500 kW en las figuras siguientes.
Figura 3-2 Obras Civiles
99
CREG
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
F ^ te : 01/02/2012
Los demás elementos de obra civil deberían corresponder a unas normas o condiciones
mínimas establecidas para efectos de seguridad y condiciones ambientales locales, las
cuales a pesar de haberse trabajado no han sido adoptadas para la prestación del servicio
en estas zonas.
En este sentido, los aislamientos por ruido, por seguridad, por emisiones y las condiciones
de operación y mantenimiento imponen ciertas condiciones de obras e instalaciones las
cuales son muy variadas y sin una norma mínima cada central se vuelve particular y solo
se acomoda a las condiciones escogidas por las municipalidades como sitio final de
instalación.
Las plantas pueden ser ubicadas en locales individuales construidos para este fin, lo cual
no es la norma o lo encontrado sino más bien comparten las instalaciones de algunos
talleres y o bodegas de la municipalidad que es utilizada para muchos otros fines, lo cual
no hace fácil determinar la obra física asociada a la central de generación.
Por lo tanto, teniendo en consideración lo anterior y al hecho que las plantas visitadas han
venido siendo objeto de procesos de remodelación, ampliaciones, adecuaciones, y
re poten dación de máquinas, las cuales se han efectuado desde la entrada en operación
de estas centrales, se optó por presentar los aspectos principales relacionados con las
obras civiles requeridas para la construcción e instalación de los grupos
electrogeneradores en las ZNI colombianas.
La descripción y los cálculos pertinentes se hacen a partir de la información levantada en
campo y de los planos de las plantas visitadas, en los cuales se señalan las dimensiones
de las áreas mayores, para calcular las áreas correspondientes y las características
básicas. Luego, con base en los costos estimados por las agremiaciones del sector de la
construcción, se calculan los costos aproximados en sitio de las obras civiles,
edificaciones y cimentaciones especiales correspondientes a cada central.
Nótese que en la mayoría de los casos las obras civiles ya se encuentran construidas y
que no corresponden necesariamente a la obra civil mínima de una planta nueva que se
construyera para estos efectos con las normas de seguridad ambiental, seguridad
personal y operacional mínima.
Así entonces, para efectos de este cálculo se han establecido los siguientes items:
3.1.1.8.1 Vías de acceso
Para las vías internas y parqueaderos indicados en los planos de cada planta, se estiman
los costos de acuerdo a las necesidades dadas por el tamaño de la central con acabado
en pavimento rígido, concreto armado en espesor mínimo de 25 cm.
3.1.1.8.2 Adecuación de sitio
Limpieza y Descapote. Se refiere a las labores necesarias para ejecutar el desmonte y
limpieza de las zonas requeridas para la construcción de las obras.
El descapote comprende la excavación y remoción de la capa vegetal y de otros
materiales blandos, orgánicos y objetables, en un espesor promedio de 0.30 m, en las
100
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INFORME FINAL-ESTUDIOS EN ZNI_________________________________________________ F ^ te : 01/02/2012
áreas donde se proyecte construir las obras para la central y terraplenes, así como en la
sub-rasante de las vías internas y de la porción de vía externa o acceso al predio.
Esta actividad incluye además, el cargue, transporte, descargue, extendido y
compactación en capas horizontales de altura inferior a 50 cm. en las zonas de depósito
para los materiales del descapote.
Excavación de Explanación. El trabajo de excavación de explanación consiste en el
conjunto de las operaciones de excavar, remover, cargar, transportar y disponer en las
zonas de terraplén o en depósitos provisionales, todos los materiales de los cortes
indicados en los planos y secciones transversales del proyecto. Comprende también el
conjunto de actividades de excavación y nivelación de las zonas donde han de quedar
construidas las estructuras y edificaciones, incluyendo la conformación de taludes y
cunetas.
3.1.1.8.3 Tanques de almacenamiento de agua
Se debe efectuar el diseño y construcción de los siguientes tanques:
-
Almacenamiento de aguas lluvias
-
Agua del sistema contraincendios
-
Agua potable
3.1.1.8.4 Estructuras
Este ítem está integrado por los costos que corresponden a los siguientes elementos:
-
Acero para estructuras
-
Base en concreto para máquinas
-
Bodega
-
Oficinas Administrativas
-
Portería
La siguiente tabla presenta de forma resumida los costos totales de las obras civiles
necesarias para las plantas si se instalaran en los sitios visitados. Para calcular el monto
de las obras civiles se tiene como referencia los planos básicos obtenidos en sitio y los
datos económicos de la instalación de una pequeña unidad térmica contenidos en los
programas especializados THERMOFLEX® y PEACE® .
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Tabla 3-12 Costos de Obra Civil Col$ 2012
Ubicación
ACANDI
COP$
524.658.632
PIZARRO
GUARI
328.168.944
585.051.014
PTO INIRIDA
MIRAFLORES
905.909.472
231.992.679
MITÚ
PTO LEGUIZAMO
789.386.220
1.076.083.160
*Cálculos USAENE
3.1.1.9
Montaje electromecánico
A continuación se resume el valor de instalación eléctrica de grupos electrógenos
pequeños para plantas monofásicas y trifásicas que parten de un modelo básico que se
muestra a continuación y en el anexo memoria de cálculo se incluye el detalle
correspondiente.
Tabla 3-13 Resumen de costos de instalación
INSTALACION PLANTAS ELECTRICA TRIFASICAS
GDP75
DESCRIPCION
CANTIDAD
PLANTA ELECTRICA GDL75
TRANSFERENCIA AUTOMATICA: 200amp
1
CARGADOR DE BATERIA
1
ACOMETIDO ELECTRICA:
Cable THW# 2 (3X2 línea) de potencia
20
Cable THW# 2 (2 Lineas), para nuetro
20
Cable THW# 2, para Tierra.
20
Cable Control THW # 12 ( transfencia auto)
20
Correas de amarre
200
Rollo de cinta aislante SCOTT 23
2
Rollo de cinta aislante SCOTT 33
4
Tubería de PVC 3”
20
Codos de PVC 3 ”
10
Abrazaderas de PVC 3", Chazos, tornillos
12
Varilla COOPERWELL
TERMINALES PARA CABLE
ACOMETIDA ESCAPE
Tubería recta de 3”
Codos de 3”
Abrazadera 3"
Soporte silenciador 3"
Flexible 30 ctms 3"
Mano de obra instalación y arranque equipo
PRECIO Vta Total
350,000
2,040,757
1
48
18,567
192,064
3
224,000
2
2
2
glb
SUBTOTAL
16% IVA
TOTAL
900,000
3,725,388
596,062
4,321,450
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INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
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F e c h a d /0 2 /2 0 1 2
Para las centrales de mayor tamaño debido a su diferente configuración en la siguiente
tabla presenta los costos determinados por la consultoría para el montaje electromecánico
en los diferentes sitios:
Tabla 3-14 Costos de montaje electromecánico por sitio (en pesos colombianos 2012)
Item
C a p a c id a d
Montaje electromecánico
A CA NDI
PIZARRO
G UAPI
P TO INIRIDA
M IR A FLO R E S
MITÚ
3000
1538
3900
5850
1144
3850
294.587.929
185.670.707
363.345.665
635.108.359
117.394.273
384.563.568
PTO
LEG U IZA M O
5200
519.481.979
Para efectos de calcular el monto del montaje electromecánico, se utilizó el programa
denominado THERMOFLEX y con los datos económicos sobre la instalación de una
pequeña unidad térmica y se estableció el porcentaje en que participan los costos de
montaje electromecánico en el total del costo para el contratista.
3.1.1.10 Costos de RETIE e Interventoría y otros
Respecto a los costos indirectos se tienen los valores asociados a la actividad del RETIE
como porcentaje que asciende al 1.5% de los costos totales con IVA. En caso de
contratarse una interventoría técnica externa, su valor se ha determinado como 6 % del
valor de los costos directos con IVA.
Los costos de la administración y algunos financieros que se presentan durante la
construcción y contratación, de acuerdo al estudio de algunos proyectos recientes podrían
ser equivalentes al 4.48% de los costos directos con IVA.
3.1.1.11 Cálculo inferido de costos de inversión para centrales visitadas en ZNI
Con el fin de determinar los posibles costos de inversión de las centrales visitadas en las
cabeceras municipales de Inirida, Mitú, Miraflores, Guapi, Acandí, Pizarra instalación Bajo
Baudó y Puerto Leguizamo se tomaron los valores razonables que se pueden inferir de
los datos anteriores.
Aplicando la metodología de determinación de costos de transporte, sumándolo a los
costos de equipos, obras civiles, instalación, RETIE e Interventoría determinados en este
numeral se obtienen los costos totales de suministro e instalación que se consignan en la
siguiente tabla:
103
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
£ ^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Tabla 3-15 Costo Total de Inversión por sitio visitado a Col$ de 2012
Item
kW
Ca pa cidad
ACANDI
PIZARRO
GUAPI
PTO INIRIDA
MIRAFLORES
MITÚ
PTO
LEGUIZAMO
3000
1538
3900
5850
1144
3850
5200
C ostos de In ve rsió n
Grupo electrógeno
Cabina de insonorización
Transformador
Tanque de combustible
Tableros de sincronismo
Seguros
Transporte
811.834.483
60.673.412
82.074.240
14.883.750
142.505.488
22.239.427
12.690.906
422.659.337
36.832.260
34.367.760
110.565.000
74.191.571
13.572.319
25.187.774
634.538.851
65.679.971
165.441.240
227.934.000
111.383.873
24.099.559
49.841.722
1.009.440.568
65.644.343
409.268.016
80.797.500
177.192.302
34.846.855
203.124.960
311.232.400
41.898.810
62.066.160
7.654.500
54.632.226
9.549.682
20.101.305
1.016.577.282
78.063.561
144.119.844
91.428.750
178.445.046
30.172.690
186.788.000
1.405.752.428
102.066.021
152.102.520
267.907.500
246.758.964
43.491.749
134.234.374
Obras cicle s
524.658.632
328.168.944
585.051.014
905.909.472
231.992.679
789.386.220
1.076.083.160
288.344.158
1.959.904.498
210.379.252
2.074.349.480
330.397.882
3.216.621.898
311.528.704
2.826.510.097
331.895.917
514.659.504
93.706.326
832.834.089
133.253.454
452.241.616
428.116.639
3.856.513.355
617.042.137
2.406.245.397
3.731.281.401
966.087.543
3.278.751.713
4.473.555.492
Montaie electromecánico
S ub to ta l
IVA
16%
313.584.720
129.517.879
1.175.062.843
188.010.055
T o ta l C o ^ o s D irecto s (in s ta la c ió n y
p u e ^ a en s e rv ic io )
16,0%
2.273.489.217
1.363.072.898
Inspectoría RETIE
Inte rw ito ría Técnica
Interwsntoria Admon y Financiero
Total C o ^ o s In d ire c to s
1,5%
6,0%
4,5%
12,0%
34.102.338
136.409.353
101.852.317
272.364.008
20.446.093
81.784.374
36.093.681
144.374.724
61.065.666
163.296.133
107.799.794
288.268.199
55.969.221
223.876.884
167.161.407
447.007.512
14.491.313
57.965.253
43.280.722
115.737.288
49.181.276
196.725.103
146.888.077
392.794.455
67.103.332
268.413.330
200.415.286
535.931.948
2.545.853.225
1.526.369.031
2.694.513.596
4.178.288.913
1.081.824.830
3.671.546.168
5.009.487.440
Costo T o ta l de In ve rsió n de la p la n ta
5
Costo de Inversión por kW instalado
ÜSD/kW
471
551
384
397
525
530
535
‘ Calculo USAENE
Nótese que los valores y supuestos utilizados son los correspondientes a cada sitio y no
una aplicación general de las tablas, ya que cada central tiene particularidades propias
que no permiten extrapolar valores sin la razonabilidad de la visita del sitio.
3.1.1.12 Comentarios sobre costos de inversión
1.
Los costos de los grupos electrógenos determinados con la metodología en este
estudio correspondería a costos eficientes de mercado en condiciones de
competencia razonable.
2.
Los costos de transporte terrestre, determinados mediante el programa y la
metodología del Ministerio de Transporte, correspondería a costos eficientes
razonables de mercado para estas zonas.
3.
Los costos de transporte aéreo determinados por cotizaciones de varias empresas
prestadoras de este servicio, bajo condiciones de competencia nos lleva
razonablemente al concepto de costos eficientes de mercado.
4.
Los costos de transporte fluvial y marítimo, definitivamente corresponden a
condiciones de mercado no tan competitivo e incluso de orden monopólico.
3.1.2
Costos de Administración, Operación y Mantenimiento
En este numeral se analizan los elementos que componen la operación de una planta de
generación para servicio público en las ZNI.
Para este análisis se parte de la consideración de que la central de generación es un ente
independiente creado y operado solo para este fin, lo cual en estas Zonas no es
definitivamente cierto. La Generación se opera paralelamente con la distribución y
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comercialización (donde se efectué, ya que en la mayoría de las localidades pequeñas no
se ejecuta tales funciones)
La generación se opera en conjunto con otras actividades de servicios públicos y
operaciones administrativas conjuntas y no se tienen registros de contabilidades
separadas para poder corroborar dicha información o determinar los costos reales
cargados a una actividad específica.
Por lo tanto en este numeral se presentan las funciones y actividades que deben
desarrollarse para la actividad de generación como si esta operara aisladamente y se le
cargaran los costos como si todo el personal fuera dedicado a esta actividad. De las
visitas realizadas a campo no fue posible obtener información al respecto.
3.1.2.1
Composición de costos de Administración, Operación y Mantenimiento
La actividad de generación, requiere de una administración, operación y efectuar el
mantenimiento de las planta.
La administración se refiere a las personas encargadas del tema contable, de tesorería, y
de personal en general.
El mantenimiento se refiere a las actividades rutinarias según las recomendaciones del
fabricante y están diferenciadas entre las que se deben hacer mientras la planta esté
generando y las que se harían mientras las plantas estén apagadas o detenidas, las
cuales son llevadas a cabo por el operador o por el personal de mantenimiento
Los costos de estas actividades se suelen agrupar en componentes fijos y variables para
efectos contables. Las actividades fijas corresponden a las que se causan independiente
que las unidades generen o no. Los costos de las actividades variables dependen de la
generación real.
En general para plantas pequeñas la Administración y la Operación se vuelven Costos
Fijos dado que estos costos se deberán reconocer independientemente de la operación
de la máquina.
3.1.2.2
Costos de Administración
La generación de electricidad por medio de un grupo electrógeno requiere de una
administración de la operación del grupo electrógeno en cuanto a su personal, las
compras de insumos y repuestos y el mantenimiento en general del grupo electrógeno.
En el caso de empresas en ZNI esta administración se efectúa de manera integrada,
generación, distribución, comercialización, debido a la pequeña escala del servicio.
Dadas las especificaciones y alcances del trabajo, en este estudio se consideran los
costos de administración como si los servicios se prestaran por separado en cuanto a
generación y distribución.
La administración se refiere a las personas encargadas del tema contable, de compras,
de tesorería, y de personal en general. Por lo tanto, se presentan los costos asociados a
la administración de la generación.
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3.1.2.3
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Costos de Operación y Mantenimiento Fijos y Variables
Las plantas diésel son relativamente estándares, sin embargo dependiendo del fabricante
y del tipo de la planta los mantenimientos cambian, así como los equipos y herramientas
necesarias.
De manera genérica se anexa en este estudio, un manual de operación y mantenimiento
de plantas diésel, así como la descripción detallada de las mismas desde el punto de vista
técnico.
Como se mencionó, en la práctica general los costos de O&M de operación de plantas
eléctricas térmicas se suelen dividir en costos fijos o costos que se tienen independiente
de si la central genera o no y costos variables los cuales se causan dada la generación y
son asociados principalmente a cada kWh generado, mientras que los fijos se asocian a la
potencia instalada o kW instalado.
Nótese que aquí se propone un cambio de distribución de costos, frente al concepto de
los mismos que ha venido utilizando la Res. 091 del 2007 vigente actual la cual asocia la
operación a un porcentaje del consumo de combustible y el mantenimiento a un
porcentaje de la depreciación de la máquina.
También es importante mencionar que en los costos fijos y variables se excluyen los
costos de combustible los cuales por su gran tamaño e impacto son tratados
separadamente.
En términos muy generales y como “estándares del sector de plantas diésel” se puede
afirmar que las plantas requieren un mantenimiento rutinario que depende del número de
horas de servicio y un mantenimiento de overhaul menor y mayor de 4,000 y 8,000 horas,
pudiendo llegar a efectuar overhaul mayores hasta dos o tres veces en una máquina
antes de terminar su vida útil, lo que depende del cuidado de la maquina durante su
operación. Es importante mencionar que la vida útil del generador y de muchos de sus
auxiliares es mucho mayor, sin embargo dado que lo critico es la vida del motor, no se
menciona mucho esto dado que los mantenimientos eléctricos siempre se hacen mientras
se encuentran en reparación las partes mecánicas.
Por otro lado, los operadores en general en estas zonas no cuentan con un buen sistema
de mantenimiento preventivo y más bien responden siempre a mantenimientos
correctivos. No hay en el país una normalización sobre la contabilización de los costos de
mantenimiento y su correcta clasificación, para las empresas de energía establecidas en
el país y solo se tuvo información organizada de GENSA (operador externo contratado
por el MME) asociado a sus informes contables y operativos donde está operando las
centrales.
De la información recopilada de GENSA y de CEDENAR (quien se encarga de la
operación de la central de Puerto Leguizamo) se pudieron establecer unos costos
históricos reportados, los cuales se anexan y se analizan.
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3.1.2.3.1 Actividades de mantenimiento rutinario general para plantas diésel de
generación
Son variadas las actividades que un operador o un técnico de mantenimiento debe
ejecutar para una planta de generación este está operando o no. Seguramente las rutinas
aumentan en la medida que aumenta la operación, sin embargo las actividades siguen
siendo iguales.
Para el caso de mantenimientos mayores de 4,000 y 8,000 horas en general se requiere
de mano de obra especializada. El de 4,000 horas en general se puede hacer en sitio si
se posee un taller con herramientas básicas y personal capacitado.
Los mantenimientos de 8,000 horas u overhaul mayor requiere efectuarse en un taller
especializado y por lo tanto se requiere del traslado del equipo o del motor en caso de que
se pueda separar del electro-grupo.
3.1.2.3.2 Tiempos estándares por actividad de mantenimiento para una planta
diésel
La labor de mantenimiento la efectúa el personal de mantenimiento durante sus horas
laborales, por lo tanto los costos de mantenimiento adicionales se refieren a los insumos
utilizados, compra de repuestos, asesoría técnica especializada o contratos de prestación
de servicios de mantenimiento intermedios y overhaul mayor.
Se presenta a continuación una tabla típica de tiempos por labor ejecutada en las labores
de mantenimiento para una planta diésel típica délos rangos que este estudio abarca.
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Tabla 3-16 Tiempos por labor ejecutada $2012
VALOR
T E M P A R IQ M O T O R E S D IE S E L I N D U S T R IA L E S
HORA
HOMBRE
$60,000
Descripción de la tarea
Item
Tipas de plantas
1
2
Tiempo (Min)
Tiempo (Min)
Tiempo (Min)
Motores 3
Motores 4
Motores 6
cilindros
cilindros
cilindros
0-30 kw
31-200 kw
2D0-1000 kw
Tren de Balancines
.Reemplazo de los balaremos
090
1 50
240
Reemplazo de las vanIIas impulsoras
049
075
1 24
Reemplazo del empaque y la lapa válvulas
049
075
1 24
Reemplazo de la culata
244
375
619
Primer cilindro
293
450
743
Cilindro adicional
029
045
074
Primer cilindro
065
1 00
1 85
Cilindro adicional
016
025
041
450
743
Culata
Reem clazo de las válvulas de admisión y escape'
Reem clazo de los resortes de las válvulas de admisión y escape
.Reemclazo de guias y váslagos de válvulas de admisión y escape
Primer cilindro
Cilindro adicional
3
4
5
033
050
049
075
1 24
Reemplazo del empaque de culata
211
325
533
083
Reemplazo de la cubierta de sincronismo
1 63
250
413
Reemplazo del piñón de mínima
244
375
Reemplazo del piñón de alta
293
450
743
Reemplazo del gobernador
001
1 25
206
Reemplazo de la piñonena de sincronismo
406
625
1031
Cubierta de Sincronismo - Tapa de sincronización
619
Arbol de levas
Reemplazo del árbol de levas
520
000
1320
Reemplazo de los rodamientos del árbol de levas
569
075
1444
Reemplazo de los impulsadores
569
075
1444
603
1050
1733
Reemplazo del cigüeñal1"
731
11 25
1056
Reemplazo del retenedor trasero (del lado de la volante)
325
500
025
Reemplazo de la volante
211
325
533
Reemplazo del retenedor delantero (del lado de la cubierta de sincronismo)
1 63
250
413
Reemplazo de la polea
1 63
250
413
Primer cilindro
520
000
1320
Cilindro adicional
049
075
1 24
700
11 55
Cigüeñal
Reemplazo de la casquelena
6
293
Calibración y ajusle de válvulas de admisión y escape
Pistón y Biela
Reem clazo del pistón'"
7
Sistema de lubricación
Reemplazo de la bomba de aceite
8
9
10
049
075
1 24
Reemplazo del sensor de presión de aceite
016
025
041
Reemplazo del carter
001
1 25
203
413
Sistema de entriamiento
Reemplazo del radiador
1 63
250
Reemplazo del soporte del radiador
049
075
Reemplazo de las manqueras del radiador
065
1 00
1 65
Reemplazo del ventilador
001
1 25
206
Reemplazo de la correa del ventilador
049
075
1 24
1 24
Reemplazo de la bomba de agua
1 63
250
413
Reemplazo del sello mecánico de la bomba de aqua
211
325
533
Reemplazo del leimoslato
049
075
1 24
Reemplado del sensor de temperatura
016
025
041
093
Equipo eléctrico
Reemplazo del tacornetro
020
030
Reemplazo del suiche de encendido
049
075
Reemplazo del motor de arranque
065
1 00
1 65
Reemplazo del alternador de carqa de balena
065
1 00
1 65
Reemplazo del arnés eléctrico
1 30
200
333
Reemplazo de partes internas del motor de airanque
211
325
533
Reemplazo de la solenoide de apagado
049
075
1 24
211
325
535
1 24
Sistema de Inyección
Reemplazo de la bomba de inyección
Reemplazo de la válvula de entrega’" ’"
Reemplazo del inyector’""
11
455
Reemplazo del filtro de aceite
Reemplazo del tubo de alta’" ”
Ajustes
|A|usle del sislema de inyección
049
075
1 24
049
075
1 24
049
075
1 24
1 30
200
333
Reemplazo del mdiciadordel filtro de aire
007
010
017
Reemplazo del filtro de aire
049
075
1 24
Reemplazo del multiple de escape
001
1 25
206
Reemplazo del lurbocarqador
001
1 25
206
12 Accesori osdeadmlslónyescape
Reemplazo del mofle
13
(Reemplazo del bloque
14
049
075
1 24
1300
2000
4
3300
Bloque de cilindros
Descabmar y cabmar planta industrial
3
6
-035
^ Ircluye la aseriada de las válvulas
Ircluye cambio de la casquelena
Incluye cambio de los anillos
Por cada cilindro
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De la tabla anterior se pueden determinar entonces los costos de mano de obra por tipo
de actividad de mantenimiento, bien sea que estos sean efectuados por el personal de
planta o por un externo contratado.
3.1.2.3.3 Costos de Mantenimiento
Los costos de mantenimientos en general dependen de los fabricantes y de la localización
de las unidades. El mantenimiento se refiere a las actividades rutinarias según las
recomendaciones del fabricante y están diferenciadas entre las que se deben hacer
mientras la planta esté generando y las que se harían mientras las plantas estén
apagadas o detenidas.
La organización de costos propuesta en el siguiente numeral, es la que se recomienda,
dado que permitirá asimilarse a los estándares internacionales para plantas de generación
térmica, y que tienen como fin el de verificar el comportamiento de los mismos en el
tiempo.
3.1.2.3.4 Organización y cálculo de costos fijos y variables de AOM
Se propone considerar
variables de AOM:
los siguientes ítems para la estimación de los valores fijos y
Fijos
•
ADMINISTRACION
PROFESIONALES (para centrales grandes de más de 2,000 o 3,000 kW)
Ingeniero Director+ ADMINISTRACION
Ingeniero Mecánico
PERSONAL DE PLANILLA
Celadores
Supernumerario
VIATICOS
Director
EQUIPO Y OFICINA
Dotación Computadores y otros
COSTOS INDIRECTOS
Transporte fluvial y aéreo
Aseo y cafetería
Comunicaciones (internet y teléfono)
POLIZAS
•
Seguro total planta
OPERACION
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PERSONAL TECNICO
Operadores
•
MANTENIMIENTO FIJO
Dotación y protecciones industriales,
Dotación equipos monitoreo
Insumos mantenimiento básico de Instalaciones planta física
Variables
•
OPERACIÓN
Apoyo técnico
Apoyo técnico ambiental
Costo plan de manejo ambiental
Consultorías, asesorías y estudios
•
MANTENIMIENTO PREVENTIVO
Mano de obra
Suministro de Insumos
Aceite Lubricante
Aditivo Para Refrigerante
Filtro De Aire
Filtro De Aceite
Filtro Racor O Separación
Elemento Trampas
Filtro De Combustible
Filtro De Agua
Agua Para Batería
Repuestos y otros
3.1.2.4 AOM Eficiente para plantas de generación aislada
Las actividades AOM demandan recursos de personal, insumos, activos y tiempo de
dedicación por parte del mismo para la realización de estas actividades cuyo volumen y
complejidad está en relación en general con la potencia instalada en la planta, con el
número de unidades o grupos electrógenos que la conforman, y el horario de prestación
del servicio.
110
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Dentro de las labores administrativas se deberán considerar los recursos necesarios para
cubrir las actividades relacionadas con seguridad, mantenimiento de la planta física y
servicios generales de las instalaciones y de la planta de generación en general.
Igualmente, se deberán considerar dentro de los costos de inversión, las áreas para
oficinas, su equipamiento y demás recursos e insumos de trabajo necesarios para el
ejercicio de las labores administrativas, así como las áreas para talleres, depósitos,
almacén, etc., junto con los equipos y máquinas-herramientas necesarias para el ejercicio
de las labores técnico-operativas.
3.1.2.5
Estimación de los recursos de personal
Se requiere determinar los requerimientos de personal para estas plantas,
considerándolas como una unidad de negocio aislada, toda vez que representan el caso
mayoritario.
No obstante, si bien existen plantas compuestas por una sola unidad o grupo electrógeno
a cargo de Asociaciones de Usuarios y Juntas de Acción Comunal este número de casos
es minoritario, la realidad es que cerca del 90% de este tipo de plantas (con una sola
unidad) ubicadas en las localidades menores y geográficamente dispersas, realmente se
encuentran a cargo de la empresa distribuidora ubicada en la cabecera municipal, quien
asume la responsabilidad del suministro de combustible y el apoyo técnico.
Esto significa que, se deben determinar las necesidades reales de personal
especialmente operativo, con que debería contar el distribuidor para atender de manera
eficiente la operación y mantenimiento de un parque de generación con base en
pequeñas plantas diesel distribuido por la geografía del municipio.
Para los casos de las grandes centrales de generación, las estimaciones y cálculos
deberán realizarse de manera particular, teniendo en cuenta la configuración de la planta
y el horario de prestación del servicio que en la mayoría de los casos es de 24 horas,
junto con la inclusión de sistemas y equipos auxiliares adicionales conforme al tamaño de
la planta, que demandan mayores recursos tanto de personal como logísticos.
A continuación se analizarán los diferentes casos que se presentan en la ZNI.
3.1.2.5.1
Personal y actividades en AO&M en Generación en ZNI
A continuación se relaciona el personal básico necesario para la adecuada administración
y operación de un sistema de generación en ZNI, teniendo en consideración las
actividades necesarias, dada la condición aislada del sistema.
3.1.2.5.1.1 Administración
1. Gerente. Encargado de la administración de la generación
2. Contador. Encargado de los asuntos contables y financieros relacionados con la
actividad de generación
3. Jefe de Personal. Se encarga del manejo del recurso humano (contratos y
nóminas de personal)
111
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4.
T e so re ro . S e e n c a rg a del m a n e jo y co n tro l de los re cu rso s e co n ó m ico s, re ca u d o s
5.
A lm a c e n is ta e in ve n ta rio s. E jecuta la g e stió n de c o m p ra s de m a te ria le s e insum os.
y p ag o s
3.1.2.5.1.2 Operación
1.
J e fe de P lanta. R e sp o n s a b le de la o p e ra ció n integral de la pla n ta de m a n e jo de
2.
O p e ra d o re s. E n ca rg a d o s de la o p e ra ció n de los equ ip o s, lle v a r los re g istro s de
p e rso n a l y del d e s p a c h o de la m ism a.
o p e ra c ió n d ia rio s de los p rin cip a le s p a rá m e tro s de la pla n ta e in fo rm a r c u a lq u ie r
situ a c ió n a n o rm a l q u e se d e te cte en el fu n c io n a m ie n to de la p la n ta y e q u ip o s
a uxilia re s.
3.
P e rson a l d e
M a n te n im ie n to .
E n ca rg a d o de a d e la n ta r ru tin a s y c h e q u e o s de
m a n te n im ie n to re c o m e n d a d o s por el fa b rica n te , in s p e ccio n e s ru tin a ria s y a te n ció n
de s a lid a s y /o re p a ra c io n e s m e n o re s de las m áq u in a s. La p la n ta d e b e rá d is p o n e r
de las á re a s a d e c u a d a s p ara a d e la n ta r estas labores, ta le s co m o ta lle r y a lm acén.
3.1.2.5.2 Estimación del personal administrativo y operativo de acuerdo a las horas
de prestación del servicio
3.1.2.5.2.1 Personal necesario para generación según horas de servicio
T a b la 3 -1 7 P erso na l para 6 h oras de se rvicio y m e n o r de 12
Departamento
Administración
De Personal
Contabilidad
Tesorería
Compras
Generación
No de
personas
1
X
1
Observaciones
Ejecuta las labores de Personal y Compras
(D
Ejecuta labores de tesorería (1)
X
X
(1)
Jefe de planta
1
Opera, Mantenimiento rutinario, Almacén,
No hay Taller
Operadores
Mantenimiento
Taller y Almacén
Total
X
1
(D
Auxiliar de Mantenimiento
X
4
PARA LOS CASOS DE PLANTAS CONFORMADAS POR UNA SOLA UNIDAD Y CON UN HORARIO INFERIOR
A LAS DOCE HORAS, LOS ROLES DEL PERSONAL ADMINISTRATIVO DEMANDAN UNA DEDICACIÓN
PARCIAL DADO EL BAJO VOLUMEN DE ASUNTOS Y TAREAS QUE SE DEBEN ATENDER. EN
DESARROLLO DEL ESTUDIO DE ANALIZARÁN ESTOS CASOS QUE COMO SE DIJO ANTERIORMENTE SE
PRESENTAN EN CASO DE ASOCIACIONES DE USUARIOS O JUNTAS DE ACCIÓN COMUNAL, LOS CUALES
NO REPRESENTAN MÁS ALLÁ DEL 10%.
112
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Tabla 3-18 Personal para 12 horas de servicio y menos de 18 horas
Departamento
No de
personas
Administración
Personal
Contabilidad
Tesorería
Compras
Generación
1
X
1
X
X
Jefe de planta
1
Operadores
Mantenimiento
Taller y Almacén
Total
1
1
X
5
Observaciones
Ejecuta las labores de Personal y Compras
Ejecuta labores de tesorería
Opera, Mantenimiento Rutinario, Almacén, No
hay Taller
Auxiliar de operación
Auxiliar de mantenimiento
Personas
Tabla 3-19 Personal para 18 horas de servicio y menos de 24
Departamento
No de
personas
Administración
Personal
Contabilidad
Tesorería
Compras
Generación
1
1
1
X
X
Jefe de planta
1
Operadores
Mantenimiento
Taller y Almacén
Total
2
1
X
7
Observaciones
Ejecuta las labores de Compras
Manejo y contratos de personal
Ejecuta labores de tesorería
Opera,
Mantenimiento
Rutinario,
Puede haber un Tallercito
Operador y auxiliar
Mecánico-Electricista
Almacén,
Personas
Tabla 3-20 Personal para 24 horas de servicio
Departamento
Administración
Personal
Contabilidad
Tesorería
Compras
Generación
No de
personas
1
1
1
Observaciones
Jefe de administración
Manejo y contratos de personal
Ejecuta labores de tesorería
X
1
Jefe de planta
1
Operadores
Mantenimiento
Taller y Almacén
Total
4
3
1
13
Ejecuta las labores de compras y subcontratos
Opera,
Mantenimiento
Rutinario, Almacén,
Puede haber un Tallercito
Operador y auxiliar
Mecánico, Electricista y Auxiliar
Encargado de herramientas y consumibles
Personas
113
CREG
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
La cabecera municipal puede estar operada por un tercero, como GENSA o CEDENAR o
puede ser operada por personal propio
En cuanto a los mantenimientos rutinarios siempre se hace con personal propio. Desde la
cabecera se tienen unos técnicos de apoyo a las localidades y puede ser uno, dos o tres
dependiendo del número y distancia de las mismas. Igualmente se puede tener un stock
de repuestos para la planta de base y para las localidades o alguna de ella.
Los mantenimientos mayores de 4,000 y 8,000 horas u overhaul se contratan con terceros
y pueden ser en sitio o pueden ser efectuados en talleres externos.
De la misma forma, la cantidad de personal en las cabeceras que atienden las localidades
corresponde a las siguientes.
Tabla 3-21 Personal para 6 horas de servicio y menos de 12 y atención a localidades
Departamento
Administración
Personal
Contabilidad
Tesorería
Compras
Generación
Jefe de planta
Operadores
Mantenimiento
Taller y Almacén
Técnicos de apoyo a las localidades
Total
No de
personas
Observaciones
1
X
Ejecuta las labores de Personal y Compras
V i
Ejecuta labores de tesorería
X
X
1
X
1
X
2
5.5
Opera, Mantenimiento rutinario, Almacén,
No hay Taller
Entrega de combustible
Tabla 3-22 Personal para 12 horas de servicio y menos de 18 horas y apoyo a las
localidades
Departamento
No de
personas
Administración
Personal
Contabilidad
Tesorería
Compras
Generación
1
X
1
X
X
Jefe de planta
1
Operadores
Mantenimiento
Taller y Almacén
Técnicos de apoyo a las localidades
Total
1
1
1
3
8
Observaciones
Ejecuta las labores de Personal y Compras
Ejecuta labores de tesorería
Opera, Mantenimiento Rutinario, Almacén,
No hay Taller
Auxiliar de operación
Auxiliar de mantenimiento
Personas
114
CREG
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Tabla 3-23 Personal para 18 horas de servicio y atención a las localidades
Departamento
Administración
Personal
Contabilidad
Tesorería
Compras
Generación
No de
personas
1
1
1
Observaciones
Ejecuta las labores de Compras
Manejo y contratos de personal
Ejecuta labores de tesorería
X
X
Jefe de planta
1
Operadores
Mantenimiento
Taller y Almacén
Técnicos
de
localidades
Total
2
1
1
apoyo
Opera,
Mantenimiento
Puede haber un Tallercito
Operador y auxiliar
Mecánico-Electricista
Rutinario,
Almacén,
4
Personal técnico de apoyo a las localidades
12
Personas
Tabla 3-24 Personal para 24 horas de servicio y atención a las localidades
Departamento
Administración
Personal
Contabilidad
Tesorería
Compras
Generación
No de
personas
1
1
1
Observaciones
Jefe de administración
Manejo y contratos de personal
Ejecuta labores de tesorería
X
1
Ejecuta las labores de compras y subcontratos
1
Opera,
Mantenimiento
Rutinario, Almacén,
Puede haber un Tallercito
Operador y auxiliar
Mecánico, Electricista y Auxiliar
Encargado de herramientas y consumibles
4
Personal técnico de apoyo a las localidades
16
Personas
Jefe de planta
1
Operadores
Mantenimiento
Taller y Almacén
Técnicos de apoyo a las
localidades
Total
3
3
La organización anterior se refiere al personal operativo bajo el supuesto de una sola
unidad en la planta, sin embargo en las cabeceras municipales se cuenta con más de una
unidad por planta, siendo 5 el número máximo encontrado.
La tabla siguiente muestra los ajustes necesarios para un número mayor de unidades por
planta.
115
CREG
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Tabla 3-25 Personal para 18 horas de servicio, varias unidades
Departamento
Administración
Personal
Contabilidad
Tesorería
Compras
Generación
Jefe de planta
Operadores
Mantenimiento
Taller y Almacén
Técnicos
de
apoyo
localidades
Total
No de
personas
1 UNIDAD
No de
personas 2
UNIDADES
No de
personas 3
UNIDADES
1
1
1
1
1
1
1
1
1
No de
personas
4
UNIDADES
1
1
1
X
X
X
X
X
X
1
1
No de
personas
5
UNIDADES
1
1
1
1
1
1
1
2
3
2
1
4
1
5
1
6
2
3
3
1
1
1
1
4
4
4
4
4
12
14
16
18
20
1
1
Tabla 3-26 Personal para 24 horas de servicio y número variable de unidades
Departamento
Administración
Personal
Contabilidad
Tesorería
Compras
Generación
Jefe de planta
Operadores
Mantenimiento
Taller
y
Almacén
Técnicos
de
apoyo
localidades
Total
No de
personas
1
UNIDAD
1
1
No de
personas 2
UNIDADES
No de
personas 3
UNIDADES
No de
personas 4
UNIDADES
No de
personas 5
UNIDADES
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
X
1
X
X
X
1
X
1
1
1
1
3
3
1
4
2
1
5
2
1
6
3
1
7
3
1
1
1
1
1
4
4
4
4
4
16
15
17
19
21
La tabla anterior supone que los mantenimientos mayores de 4,000 horas y 8,000 son
contratados con terceros y personal temporal.
116
CREG
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3.1.2.5.3 Costos de personal
Los costos de personal reportado varia y no hay un dato exacto sobre si incluye
prestaciones sociales u otros componentes. Los valores siguientes son rango de valores
obtenidos de reportes contables y de encuestas personales durante visita. Son valores
globales de referencia los cuales pueden ser modificados de localidad en localidad e
igualmente dependiendo de las prestaciones o bonificaciones que se paguen en cada
sitio.
Tabla 3-27 Costos de personal
Cargo
Rango Mínimo
encontrado
Rango Máximo
encontrado
Jefe Administrativo
$800,000
$1,500,000
Contador
$550,000
$1,000,000
Administrador
$550,000
$800,000
Auxiliar Administrativo
$350,000
$560,000
Auxiliar Tesorería
$350,000
$560,000
Jefe de planta
$1,500,000
$3,000,000
Operador Cabecera
$600,000
$800,000
Operador local
$350,000
$560,000
Técnicos
$400,000
$800,000
3.1.2.5.4 Personal requerido por empresa de generación
Para las 7 empresas visitadas y de acuerdo a los datos de número de localidades que
atienden se ha integrado una propuesta de personal considerando solo generación, sin
embargo en estas zonas las empresas operan integradamente los negocios de G, D y C y
en ocasiones prestan otros servicios públicos.
En términos generales las empresas de prestación de servicio eléctrico cuenta con el
siguiente esquema general de atención.
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Fecha: 01/02/2012
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Región
Empresa de Energía
:ahecera
^ 10° KW>
Rios_
V a r ia s u n i d a d e s
< 100 KW
Figura 3-3 Esquema genérico de empresa prestador de servicios en ZNI
La empresa tiene sede en la cabecera municipal que atiende la región y allí tiene su
centro administrativo, pero tienen que atender diferentes localidades que en general se
comunican por vía fluvial a diversas distancias. Estas empresas ESP no tienen
contabilidad separada por lo tanto no se puede determinar exactamente como utilizan y a
quien cargan los costos del personal que puede hacer varias funciones para diferentes
empresas de servicios.
Si la empresa solo operara el servicio de energía el siguiente seria el organigrama
genérico.
GERENTE
ADMINISTRATIVA
OPERATIVA
GENERACION
COMERCIAL
DISTRIBUCION
M AN TE N IM IE N TO
O PER AC IO N
Cabecera (C o n tra ta d a )
Loe 1
Loe 2
Loe j
Figura 3-4 Organigrama general de la operación de un empresa de energía en ZNI
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CREG
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Actualmente no se dispone de una fuente con información detallada y desagregada por
servicio y actividad (en nuestro caso servicio de energía, actividad generación) de las
empresas prestadores en las ZNI y separada de los temas de distribución y
comercialización, así que se propone un esquema de personal que debería funcionar para
una empresa de generación que funcione solo para esa actividad. Lo cual es teórico a no
ser que se contrate la operación de la planta principal de la cabecera en donde estas
empresas si tienen información separada para esta actividad.
A continuación se presenta entonces la estructura básica de personal que cada una de las
empresas visitas debería tener para atender el servicio de generación solamente.
En los cuadros siguientes se muestra la cabecera y la o las poblaciones importantes que
atienden ya que las otras son pequeñas plantas que solo cuentan con un operador.
3.1.2.5.4.1 Acandi
La tabla siguiente muestra las localidades atendidas por la empresa.
Tabla 3-28 Acandí - Localidades atendidas
n o m jo ca l
ACANDI
ACANDI
ACANDI
SAN FRANCISCO
CALETA
PENALOZA
SANMIGUEL
PESCADITO
SANTACRUZDECHUGANDI
PESCADITO
CHIDIMA
CHIDIMA
Total
horas
servicio
17
0
5
8
4
4
4
4
4
4
4
4
Capacidad
1000
1000
900
135
38
35
21
10
10
5
3
3
13
plantas loe
3
1
1
1
1
2
1
1
1
Para la atención de estas localidades se propone el siguiente esquema de personal con
un total de 31 personas si opera el sistema aislado de las otras actividades.
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CREG
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INFORME FINAL-ESTUDIOS EN ZNI_____________________________________________________^ 0 1 / 0 2 / 2 0 1 2
Tabla 3-29 Acandí - Esquema de personal propuesto
EMPRESA DE SERVIDOS PUBLICOS DE ACANDI S.A
E.S.P.
San
Acandi
Francisco
Administración
Personal
Contabilidad
Tesorería
Compras
Generación
Jefe de planta
Operadores
Mantenimiento
Taller y Almacén
Técnicos de apoyo a las localidades
Operadores de las localidades
Total
3.1.2.5.4.2
1
1
1
X
1
1
X
1
X
X
1
4
2
1
3
11
26
1
1
1
X
X
2
1
2
0
1
0
2
5
3
1
3
11
31
5
Pizarro Bajo Baudo
La siguiente tabla muestra las localidades atendidas por la empresa de servicios para un
total de 49.
Tabla 3-30 Pizarro Bajo Baudó - Localidades atendidas
n o m jo ca l
BAJO BAUDO
PIZARRO
GUINEAL
ORPUA
SIVIRU
SEPULCRO
TERRON
BELEN
DE
DOCAMPADO
SAN JOSE DE QUERA
BUENAVISTA
VIRUDO
FIRME USURAGA
LA COMBA
MOCHADO
PUERTO ABADIA
horas
servicio
6
8
8
5
8
5
5
Capacidad
plantas loe
650
591
170
135
125
125
110
1
1
1
1
1
1
1
0
110
1
5
5
5
5
5
5
5
100
90
90
80
65
65
65
1
1
1
1
1
1
1
120
CREG
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INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
n o m jo ca l
CANTIL
BUCHUA
LA AURORA
BOCAS DE ATRAJO
VALERIO
DOTENEDO
POMENO
AGUACATE
BELEN TAPARA
BIRRINCHADO
PUERTO SAMARIA
CUEVITA
PAVASA
VILLA MARIA
LA VACA
PUERTO BOLIVAR
PUERTO VIVEROS
SAN MIGUEL COSTA
VILLA NUEVA
PUNTA HIJUA
COCALITO GEYA
EL PIE
BAJO GRANDE
LA ISLA
PAYA LINDA
UNION PITALITO
ABAQUIA
FIRME SAN MIGUEL
MANGLARES
NICARAGUA
LA OFICINA
SAN LUIS
PAMPON
LA CARCEL
Total
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
horas
servicio
5
4
4
0
5
5
4
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
4
4
0
4
5
5
5
5
4
4
4
4
0
0
4
4
Capacidad
plantas loe
60
60
60
60
50
50
50
45
45
45
45
45
45
45
40
40
40
40
40
40
40
37
35
35
35
35
35
35
35
33
30
30
27
17
49
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Basado en la demanda y la potencia instalada en cada sitio se propone la siguiente
configuración eficiente de personal para la atención del servicio. Se requeriría un total de
95 personas si se incluye la administración independiente.
121
CREG
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Tabla 3-31 Pizarro Bajo Baudó - Esquema de personal propuesto
E. S. P. DE ENE RG IA ELECTRICA DE BAJO B A U D O P IZARR O S.A .
BELEN DE
BAJO
PIZARRO
B AU D O
G U IN E AL
ORPUA
SIVIRU
SEPULCRO
SAN JOSE DE
DOCAMPADO
TERRO N
QUERA
A d m in is tra c ió n
1
1
1
1
1
1
1
1
1
9
P e rso n a l
1
X
X
X
X
X
X
X
X
1
C o n ta b ilid a d
1
1
1
X
X
X
X
X
X
3
T e s o re ría
1
X
X
X
X
X
X
X
X
1
C o m p ra s
1
X
X
X
X
X
X
X
X
G eneración
1
0
J e fe d e p la n ta
1
1
1
1
1
1
1
1
1
9
O p e ra d o re s
2
1
1
1
1
1
1
1
1
10
M a n te n im ie n to
1
1
1
1
1
1
1
1
1
9
T a lle r y A lm a c é n
1
1
1
1
1
1
1
1
1
9
T é c n ic o s d e a p o y o a las lo c a lid a d e s
4
4
O p e ra d o re s
39
39
T o ta l
53
3.1.2.5.4.3
6
6
5
5
5
5
5
5
Guapi
La tabla siguiente muestra las localidades atendidas por ENERGUAPI, CON LA
SALVEDAD DE LA PLANTA en Guapi la cual está siendo operada por GENSA. Se
atiende un total de 64 localidades.
Tabla 3-32 Guapi - Localidades atendidas
Localidad
NOMBRE EMPRESA
GUARI
GUARI
GUARI
GUARI
GUARI
BELEN
LIMONES
SAN ANTONIO
CHAMON
SAN
AGUSTIN
GUARI
CHUARE
ATAJO II
SANTA ROSA
BALSITAS
CALLELARGA
CARMELO
SOLEDAD
NARANJO
FIRME
PENITENTE
BELLAVISTA
B U E N A V IS TA
GUABAL
JOANICO II
GESTION ENERGETICA
GESTION ENERGETICA
GESTION ENERGETICA
GESTION ENERGETICA
GESTION ENERGETICA
ENERGUAPI S.A. E.S.P.
ENERGUAPI S.A. E.S.P.
ENERGUAPI S.A. E.S.P.
ENERGUAPI S.A. E.S.P.
plantas loe
24
24
5
11
110
1
8
110
1
8
70
1
ENERGUAPI S.A. E.S.P.
4
53
1
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
5
4
5
5
5
5
5
5
4
5
5
4
4
4
52
50
45
45
45
45
45
45
40
40
33
25
25
25
1
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
ESP
ESP
ESP
ESP
ESP
Capacidad
1250
800
500
500
500
116
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
horas
servicio
24
0
0
5
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
122
95
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Localidad
NOMBRE EMPRESA
PARCELAS
PLAYA
DE
OBREGONES
QUIROGA II
SAN AGUSTIN NAPI
SAN ANTONIO DE
NAPI
SANTA
GELTRUDYS
YANTIN
CASCAJERO
FIRME CHANZARA
QUIROGA
CUERVAL
PAMPA II
CARMEN
CHICOPEREZ
OBREGONES
PARTIDERO
PASCUALERO
SANTA ANA
VIENTO LIBRE
VUELTA LARGA
SAN VICENTE
ROSARIO
SANTA CLARA
SAN JOSE
JOANICO I
SAN
MIGUEL
Y
PASO
SANSON
ATAJO
JUNTA S
BAGRERO
CAIMITO
CALLE
CALLE HONDA
CAUCHO
MADRE VIEJA
PUEBLO NUEVO
ROBLES
SAN PIO
CODICIA
PAMPA I
Total
ENERGUAPI S.A. E.S.P.
horas
servicio
4
ENERGUAPI S.A. E.S.P.
Capacidad
plantas loe
25
1
4
25
1
ENERGUAPI S.A. E.S.P.
ENERGUAPI S.A. E.S.P.
5
5
25
25
1
ENERGUAPI S.A. E.S.P.
5
25
1
ENERGUAPI S.A. E.S.P.
4
25
1
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
5
4
5
5
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
25
25
25
25
1
20
1
ENERGUAPI S.A. E.S.P.
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
ENERGUAPI
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
S.A.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
E.S.P.
1
1
1
1
20
1
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
15
1
4
12
1
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
12
1
12
1
12
1
11
1
11
1
11
1
11
1
11
1
11
1
11
1
11
1
11
1
10
1
8
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
64
Para la atención de estas 64 localidades se propone una organización eficiente la cual
lleva solo a generación a un total de 104 personas.
123
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Tabla 3-33 Guapi - Esquema de personal propuesto
EMPRESAMIXTA DESERVICIOSPUBLICOSDEENERGIAELECTRICADEGUAPI ENERGUAPI S.A. E.S.P.
Guapi
SAN
GENSA
Energuapl
BELEN
ANTONIO
LIMONES
CHAMON
Administración
1
1
1
1
1
6
Personal
1
X
X
X
X
2
Contabilidad
1
1
1
X
X
4
Tesorería
1
X
X
X
X
2
Compras
1
X
X
X
X
2
Generación
0
Jefe de planta
1
1
1
1
1
5
Operadores
6
1
1
1
1
10
M antenim iento
3
1
1
1
1
7
Taller y Almacén
1
1
1
1
1
5
Técnicos de apoyo a las localidades
Operadores
Total
16
6
6
55
55
66
6
6
5
5
104
3.1.2.5.4.4 Puerto Leguizamo
Puerto Leguizamo atiende un total de 7 localidades adicionales en su área de entorno y
en la región el municipio de Grito atiendo 3 localidades adicionales. Para ello se propone
la tabla organizacional mínima para la atención de dichas localidades. La central de
Puerto Leguizamo es operada por CEDENAR y se propone un personal mínimo en la
tabla correspondiente.
Tabla 3-34 Puerto Leguizamo - Esquema de personal propuesto
EMPULEP SA ESP
Puerto
Leguizamo
CEDENAR
Administración
Personal
Contabilidad
Tesorería
Compras
EMPULEP
1
1
1
1
1
1
X
1
X
X
2
X
4
7
2
1
2
1
1
0
1
7
5
1
4
7
15
32
Generación
Jefe de planta
Operadores
Mantenimiento
Taller y Almacén
Técnicos de apoyo a las localidades
Operadores de las localidades
Total
1
7
3
1
17
124
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS________________________________________
INFORME FINAL-ESTUDIOS EN ZNI__________________________________________________ ^ 0 1 / 0 2 / 2 0 1 2
3.1.2.5.4.5
Miraflores
La tabla siguiente muestra las localidades atendidas desde Miraflores.
Tabla 3-35 Miraflores - Localidades atendidas
horas
servicio
6
n o m jo ca l
MIRAFLORES
LAGOS
DEL
DORADO
BUENOS AIRES
PUERTO
SANTANDER
BARRANQUILLITA
PUEBLO NUEVO
LAS PAVAS
PUERTO NARE
PUERTO LAGRIMAS
Total
Capacidad
plantas loe
515
1
24
225
1
6
225
1
6
134
1
24
8
24
24
24
125
83
52
44
40
9
1
1
1
1
1
Nótese las altas horas de servicio en estas localidades. La empresa debe atender 9
localidades y para ello se propone la cantidad de personal de la tabla siguiente, para un
total de 93 personas.
Tabla 3-36 Miraflores - Esquema de personal propuesto
MUNICIPIODEMIRAFLORESGUAVIARE
LAGOS DEL BARRANQUI
M iraflores
DORADO
LLITA
LAS PAVAS
PUERTO
PUERTO
NARE
LAGRIMAS
Administración
1
1
1
1
1
Personal
1
1
1
1
1
6
Contabilidad
1
1
1
1
1
6
Tesorería
1
1
1
1
1
6
Compras
1
1
1
1
1
6
Jefe de planta
1
1
1
1
1
6
Operadores
6
6
6
6
6
31
M antenim iento
3
3
3
3
3
16
T aller y Almacén
1
1
1
1
1
6
6
Generación
0
Técnicos de apoyo a las localidades
Operadores
Total
1
3
13
3
16
16
16
16
16
93
125
CREG
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INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
F e c h a d /0 2 /2 0 1 2
3.1.2.5.4.6 Mitú, Vaupés
El servicio de energía en Vaupés es operada por la Gobernación del Vaupés donde la
cabecera municipal es operada por GENSA y las 37 localidades adicionales están a cargo
de la unidad de energía del Vaupés. El total de personas necesarias para generación
seria de 61.
Tabla 3-37 Mitú - Esquema de personal
Gobernación del Vaupés Unidad de Energía____________________________
MITU
Gobernación
Vaupés
GENSA
Energía
Personal
1
1
1
1
2
2
Contabilidad
1
1
2
Tesorería
X
1
1
Compras
1
1
2
Administración
0
Generación
Jefe de planta
Operadores
1
6
1
6
Mantenimiento
3
3
Taller y Almacén
1
1
Técnicos de apoyo a las localidades
Operadores Localidades
Total
15
4
37
4
37
46
61
3.1.2.5.4.7 Puerto Inírida, Guainía
Para la prestación del servicio de generación la empresa tiene un contrato de operación
con GENSA y atiende un total de 62 localidades menores, de las cuales se destacan
algunas por potencia y horas de servicio.
Para la atención del sistema de generación se calcula un total mínimo de 104 personas.
126
CREG
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Tabla 3-38 Puerto Inírida - Esquema de personal
EMELCESAESP
INIRIDA
BARRANCO
GENSA
EMELCE
MINAS
SAN FELIPE
SAN JOSE
Administración
1
1
1
1
5
Personal
1
X
X
X
2
4
Contabilidad
1
1
1
X
Tesorería
X
X
X
X
1
Compras
1
X
X
X
2
1
1
1
1
4
8
Generación
0
Jefe de planta
Operadores
5
1
1
1
M antenim iento
2
1
1
1
5
Taller y Almacén
1
1
1
1
4
Técnicos de apoyo a las localidades
Operadores
Total
13
7
7
62
62
74
6
6
5
104
El número total de personas y cargos supone una empresa de generación pura, lo cual no
es cierto en ZNI y la parte administrativa debería compartir las otras actividades de
distribución y comercialización, sin embargo da una idea del personal que se debería
encontrar en cada empresa cuando se integre en sus diferentes actividades.
3.1.2.6
Costos de O&M fijos y variables en ZNI Colombiana
Para la estimación de costos O&M fijos y variables, los fabricantes y la literatura
internacional especializada definen costos típicos, dando los valores fijos en $/kW/año
instalado y $/kWh para estas variables.
Costos fijos:
40 - 70 US$/kW y
Costos variables:
0.05 a 0.06 US$/kWh
Estos indicadores son el resultado de recopilación de información de proyectos
muchos y variados sitios, en zonas cercanas y remotas, interconectadas y
interconectadas. Si bien pueden no ser aplicados directamente a las ZNI, servirán
comparación con los resultados encontrados durante las visitas a sitios específicos de
ZNI.
en
no
de
las
Por otro lado, de las visitas realizadas a algunas plantas ubicadas en localidades
menores, se identificaron debilidades en el mantenimiento y conservación de las plantas,
evidenciadas en la presencia de fugas de aceite, suciedad de la máquina, desorden y
mala disposición de elementos, conexiones mal figuradas, etc. Destacando que grado de
complejidad de las labores de mantenimiento de estas unidades, en mayoría de los casos
se cuenta con una unidad y un operador que hace las veces de operador, administrador y
adelanta las labores de mantenimiento menor de la planta. Igualmente se constituye en
127
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
F e c h a d /0 2 /2 0 1 2
apoyo para el distribuidor en las labores de distribución y reparto de facturas, en los casos
en que se realiza. Es de anotar que el nivel de recaudo en la mayoría de localidades es
cero.
A continuación se muestran algunos de los valores encontrados en los datos operativos
de algunas de las centrales y que permiten correr el modelo de cálculo de costos de
generación.
Tabla 3-39 Costos AOM fijos y variables en ZNI Colombiana US$ (1800 COL $ = 1 US$)
MAX
CAO&M FIJOS
228.34
MIN
From
115.19
155.8
Gastos A dm inistración
174.41
84.36
131.5
O p e ra t:vos fijo s
108.31
28.61
6 6 .0
9.86
2 .2 1
6 .1
0.209
0.040
0.082
O perativos Variables
0.096
0.006
0.026
M a n te n im ie n to Variable
0 .2 0 1
0.005
0.062
M a n te n im ie n to fijo s
CO&M VARIABLES
De acuerdo a lo anterior, los valores encontrados para costos fijos y variables en US$/kW
y US$/kWh, se encuentran en los siguientes rangos:
Fijos:
Variables:
entre 115 y 230 US$/kW
entre 0.20 a 0.04 US$/kWh
Estos resultados se encuentran bastante alejados de los estándares internacionales. La
falta de información estadística que permita disponer de mayores datos de análisis,
obedece principalmente a la ausencia de un marco normativo que ordene a los
prestadores a llevar contabilidad separada por servicio y actividad, lo cual contribuiría a
disponer de mayor información para el análisis y corroboración de resultados en materia
de costos de operación y mantenimiento de plantas de generación diesel en la ZNI.
3.1.2.7
Conclusiones
Con excepción de los casos operados por GENSA S.A. E.S.P., CEDENAR S.A.E.S.P. y
las áreas de servicio exclusivo, el servicio de energía en cabeceras municipales y
localidades de las ZNI se presta de manera integrada por actividades, generación,
distribución, comercialización y no se cuenta con contabilidades separadas por actividad.
En otros casos, las empresas de las ZNI prestan el servicio de energía junto con otros
servicios como acueducto y aseo, hecho que dificulta aún más conocer costos
desagregados.
128
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
3.1.2.8
F ^ te : 01/02/2012
Costos eficientes de operación y mantenimiento
Para efectos del cálculo de los costos eficientes de operación y mantenimiento, se
utilizará la información del Banco Mundial contenida en el documento “Technical and
Economic Assessment of Off-Grid, Mini-Grid and Grid Electrification Technologies".
El Banco Mundial administra desde el año 1983 un programa de asistencia a la
administración del sector energético (SMAP por sus siglas en inglés), el cual es una
alianza de asistencia técnica global cuya misión es promover el rol de la energía en la
reducción de la pobreza y el crecimiento económico de una manera ambientalmente
responsable. Su actividad se aplica a economías de bajos ingresos, emergentes y en
transición y contribuye al logro de objetivos de desarrollo internacionalmente acordados a
través de productos del conocimiento, tales como la asistencia técnica gratuita, estudios
específicos, servicios de consultoría, proyectos pilotos, generación y diseminación del
conocimiento y similares.
El programa SMAP se financia con aportes realizados por el Banco Mundial y aportantes
del sector oficial de Bélgica, Canadá, Dinamarca; Finlandia, Francia, Alemania, Islandia,
países bajos, Noruega, Suiza, Suecia, Reino Unido, Naciones Unidas y el Departamento
de Estado de Estado Unidos.
El documento incluye una evaluación económica que se llevó a cabo para tres periodos
de tiempo diferentes (2005, 2010 y 2015), con el fin de incorporar reducciones de costo
proyectadas del escalamiento de tecnologías emergentes. Un análisis nivelado de los
costos de capital y generación se llevó a cabo en términos económicos, no en financieros,
para permitir la aplicación genérica de los resultados a cualquier país en desarrollo. Las
proyecciones de costos de capital y generación, incorporaron análisis de incertidumbre,
permitiendo que los resultados reflejen sensibilidades a los datos de entrada.
Los resultados del estudio hacen posible comparar los costos económicos nivelados de
las tecnologías sobre un rango amplio de modos de instalación y niveles de demanda,
tanto en el presente como en el futuro.
De otra parte, como se señaló durante los análisis específicos a los sitios visitados, existe
una marcada deficiencia en el reporte, oportunidad y calidad de la información
proveniente de los agentes generadores en las ZNI, especialmente de aquellos que
operan en la localidades menores, que permita disponer de información histórica y
confiable con base en la cual determinar los costos eficientes de la operación y
mantenimiento de estas unidades de generación.
Ante esta carencia de información comparativa a nivel nacional, y dadas las
características del estudio del Banco Mundial, destacando en particular el hecho de que
forma parte de un programa que viene desarrollando este organismo ininterrumpidamente
desde 1983 en diferentes países en desarrollo, sus resultados se constituyen en punto de
referencia de costos eficientes, con base en los cuales se determinen los cargos o tarifas
que busquen remunerar los costos de AO&M que se desarrollen en las ZNI.
3.1.2.8.1
Información de referencia
En la Tabla siguiente se muestra la información del Banco Mundial en la cual para el
periodo 2005 - 2015 se presentan los datos de costos fijos y variables de operación y
129
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
mantenimiento discriminado en valores mínimo, probable y máximo. Para el cálculo de
este estudio se tomaron los valores probables calculados para el año 2005 y se
actualizaron a dólares del 2012.
Tabla 3-40 Costos generadores diesel año 2010
D ie se l/G a so lin e G e n e ra to r_______________________________________________________________________
2010
Capacity
300 W
Ik W
100 kW
5 MW
C ontents
Units
M in im u m
C apital Cost
$ /kW
Fixed O & M
c e n t/k W h
650
P robable
M a xim u m
810
970
V a ria b le O & M
c e n t/k W h
3,97
5,00
6,00
Fuel
c e n t/k W h
40,55
59,13
65,25
500
625
750
C apital Cost
$ /kW
Fixed O & M
c e n t/k W h
V a ria b le O & M
c e n t/k W h
2,39
3,00
3,60
Fuel
c e n t/k W h
32,95
40,73
53,02
C apital Cost
$ /kW
480
595
700
Fixed O & M
c e n t/k W h
1,60
2,00
2,40
V a ria b le O & M
c e n t/k W h
2,39
3,00
3,60
Fuel
c e n t/k W h
10,01
13,09
18,37
C apital Cost
$ /kW
460
555
650
Fixed O & M
c e n t/k W h
0,80
1,00
1,20
V a ria b le O & M
c e n t/k W h
1,99
2,50
3,00
Fuel
c e n t/k W h
2,92
4,39
6,9
Fuente: Estudio del Banco Mundial. “Technical and Economic Assessment of Off-Grid, Mini-Grid and Grid Electrification
Technologies”. Tabla C1, página C8. 2006.
3.1.2.8.2 Determinación de los costos eficientes fijos y variables de O&M
Con base en la anterior información se calcularon los costos fijos y variables para
máquinas de 100 y 5000 kW, asumiendo un factor de planta del 85% y un despacho de 14
horas diarias al 100% de carga y 10 horas diarias al 50 % de carga. Los resultados
obtenidos se muestran en la siguiente Tabla.
Tabla 3-41 Costos eficientes fijos y variables de O&M (dólares del 2012)
100 kW
Fijo
Variable
5000 kW
Fijo
Variable
0,02 USD/kWh
118,11 USD/kW
0,04 USD/kWh
0,01 USD/kWh
60,31 USD/kW
0,03 USD/kWh
130
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Los resultados de costos eficientes de la Tabla anterior se transforman a unidades de
USD/kW-año para los costos fijos y USD/kWh para los costos variables. Los valores así
calculados se asignan a los rangos de potencia pertinentes según se muestra en la
siguiente tabla.
Tabla 3-42 Costos fijos y variables eficientes por rangos de potencia
Rangos
kW
5 a 25
25 a 150
Variables
USD/kWh
0,035
118,00
0,035
60,30
0,029
500 a 1000
60,30
0,029
>1000
60,30
0,029
150 a 500
3.1.3
Fijos
USD/kWaño
118,00
Costos de Combustible
Los costos de combustible puestos en el sitio de consumo, corresponden al costo de éste
en el centro de abastecimiento sumado al costo del transporte más el costo
correspondiente a las pérdidas en que se pueda incurrir durante este proceso.
3.1.3.1
Plantas de abasto
Las plantas de abasto son instalaciones en las cuales se realiza el almacenamiento de
derivados del petróleo en tanques de mayor dimensión a los que se encuentran en las
estaciones de servicio (hasta 2,000 galones), allí la comercialización de los productos se
realiza con precios mayoristas y permite que los minoristas puedan abastecerse de los
productos y poder llegar a percibir pequeños márgenes de utilidad. Para mantener el
suministro a estas plantas normalmente se utilizan los poliductos los cuales desembocan
en los tanques de la planta respectiva.
En las Zonas No Interconectadas, así como no existe el Sistema Interconectado NacionalSi N, no existen los poliductos. Sin embargo y dada la necesidad de plantas de abasto de
combustibles, se han construido algunas que deben ser abastecidas mediante la
utilización de mecanismos diferentes de transporte. A estas plantas se les denomina
plantas de abasto no interconectadas o simplemente no conectadas a poliductos. Ver
siguiente figura.
131
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
V
OCEANO
PACIFICO
Figura 3-5 Plantas de abasto en Colombia
132
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
3.1.3.2
F e c h a d /0 2 /2 0 1 2
Esquema típico de transporte de combustibles y lubricantes para las ZNI
El costo del denominado electro-combustible
(ACPM que se envía a plantas de
generación), está regulado en el punto de abasto y de ahí en adelante, hasta la cabecera
municipal, se utiliza un transporte local, el cual en general se hace por vía fluvial y para el
cual se encuentran empresas debidamente registradas, las cuales se contratan para el
servicio requerido.
Para el tramo entre la cabecera municipal y la localidad donde se consume, el transporte
se comporta dentro de un mercado de tipo monopólico y los precios los establecen los
transportadores regionales,
los cuales enfrentan situaciones socioeconómicas
particulares, por lo cual son precios más altos que los esperados en un mercado normal y
competitivo.
Iraosp',orVi
Central de Abasto
L1
Lj
Transporte
Eficiencia se logra con
procesos com petitivos
Los precios de trasporte
Son se desarrollan en
Un ambiente m onopólico
Caracterizado por condiciones
Geográficas y Sociales
M ultiplicidad de Oferentes
L3
Figura 3-6 Esquema genérico de suministro de electro combustible
El valor final del combustible puesto en sitio, será la suma del precio en punto de abasto
más el costo del transporte hasta la cabecera municipal y para cada localidad se añaden,
a lo anterior, el costo del transporte hasta ésta.
Dada la relación de volumen de combustible necesario vs. Lubricante para una operación
se considerará que el costo de combustible de combustible y lubricantes está
representado por el costo del primero.
3.1.3.3
Costo de Transporte, Manejo y Distribución de Combustibles y Lubricantes
Para el desarrollo de esta actividad se recopiló información sobre transportadores de
combustible en cada sitio de estudio (ver anexo). A continuación se relacionan los datos
obtenidos en cuanto a distancias recorridas por los transportadores a cada localidad:
133
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL-ESTUDIOS EN ZNI____________________________________________________ ^ 0 1 / 0 2 / 2 0 1 2
Tabla 3-43 Distancia centros de abasto a cabeceras municipales
O R IG E N
Bogotá
Cali
Buenaventura
G UARI
Bogotá
Medellin - Rionegro
Olaya Herrera
A C A N DI
Bogotá
San José del Guaviare
M IR A F L O R E S
Bogotá
VNIavicencio
MITU
Bogotá
QUIBDO
B IZ A R R O
Bogotá
P U E R T O IN IR ID A
Bogotá
D E S T IN O
D IS T A N C IA
(km )
281,0
198,0
161,0
M O D O DE
TRANSPORTE
Cali
Guapi
Guapi
Localidad menor Atajo 1
Localidad menor Atajo 2
Chamen
Medellin - Rionegro
Olaya Herrera
Acandí
Localidad menor San
Francisco
San José del Guaviare
Miraflores
Localidad menor Lagos del
Dorado
216,0
37,0
341,0
VNIavicencio
Mitú
Localidad menor Acaricuara
Quibdo
Pizarra
Localidad menor Piliza
Localidad menor Virudó
82,0
500,0
63,0
312,0
125,0
13,0
49,0
AEREO
AEREO
AEREO
AEREO
AEREO
MARITIMO
MARITIMO
Puerto Inírida
Localidad menor Chorro Bocón
Localidad menor Remanso
700,0
85,0
44,0
AEREO
FLUVIAL
FLUVIAL
Puerto Leguízamo
566,0
AEREO
6 .0
5.6
2 .6
AEREO
AEREO
MARITIMO
FLUVIAL
FLUVIAL
FLUVIAL
AEREO
TERRESTRE
AEREO
26,0
MARITIMO
376,0
168,0
TERRESTRE
AEREO
37,0
FLUVIAL
Los costos determinados para cada una de las centrales instaladas en los distintos sitios,
se relacionan en la tabla continuación:
134
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Tabla 3-44 Costos de transporte de combustible para cada sitio de estudio Col$ 2012
Acandí
San Francisco
Pizarra Bajo Baudó
Chocó
Piliza
Virudó
Guapi
Atajo 1
Cauca
Atajo 2
Chamón
Puerto Inírida
Guainía
El Remanso
Chorrobocón
Miraflores
Guaviare
Lagos del Dorado
Puerto Leguízamo
Putumayo Puerto Ospina
Nueva Paya
Mitú
Vaupés
Acaricuara
Chocó
EMSELCA
EMSELCA
Electrobaudó
Electrobaudó
Electrobaudó
Energuapi
Energuapi
Energuapi
Energuapi
Emelce
Emelce
Emelce
Municipio Miraflores
Municipio Miraflores
Empuleg
Empuleg
Empuleg
Gobernación Vaupés
Gobernación Vaupés
1.297,0
1.297,0
1.631,4
2.131,4
2.531,4
1.731,4
2.031,4
2.031,4
1.931,4
1.100,0
3.800,0
8.100,0
116,6
116,6
700,0
1.200,0
1.200,0
16.000,0
26.843,0
286,0
312,0
262,0
275,0
311,0
172,0
178,0
177,6
174,6
324,0
368,0
409,0
168,0
205,0
400,0
515,0
466,0
500,0
563,0
1.409,4
1.292,0
1.935,2
2.408,8
2.529,7
3.128,5
3.546,9
3.554,9
3.437,9
1.055,2
3.209,2
6.155,0
215,6
176,7
543,9
724,2
800,3
9.945,3
14.818,0
Maritime
Maritime
Maritime
Maritime
Maritime
Maritime
Fluvial
Fluvial
Fluvial
Fluvial
Fluvial
Fluvial
Fluvial
Fluvial
Fluvial
Fluvial
Fluvial
Aéreo
Aéreo
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Tabla 3-45 Costos de transporte fluvial y marítimo en $/ton-km 2012
Marítimo
Choco
Caribe
.409
1.292
Costo eficiente
Costo promedio $
Marítimo
Chocó
Pacífico
Fluvial
Chocó
2.409
2.530
3.129
3.547
3.555
3.438
2.689
3.513
Fluvial 2
Inírida
Fluvial 3
Guaviare
Fluvial 4
Putumayo
.055
3.209
6.155
No apuca
1.351
En la tabla anterior se ordenan los costos por ton/km obtenidos para transporte de
combustible dirigidos a distintos puertos marítimos y desplazándose por diferentes ríos.
Se observa que los costos para el puerto caribe en el Chocó son similares, lo que señala
la posible existencia de una condición de oligopolio en el transporte a ese puerto y por
tanto el promedio de los datos no arroja un costo eficiente. Lo mismo se puede decir de
los costos por vía marítima a los puertos del Chocó pacífico y los costos del transporte
fluvial en el Chocó.
Los costos por el río Inírida se ven afectados por las condiciones estacionales del mismo,
lo que resulta en precios máximo cuando este tiene un caudal muy bajo, toda vez que no
hay continuidad en el desplazamiento de las canoas y la carga se debe llevar por tramos
utilizando vía terrestre.
En los ríos Guaviare y Putumayo la relativa uniformidad y bajo costo del transporte fluvial,
permite inferir la presencia de un mercado de transporte sobre éstos, dado su caudal
suficiente y permanente, por tanto en las condiciones actuales existe un costo eficiente
que es el promedio de los datos registrados en la Tabla 3-45.
A diferencia de la mayoría de los sitios en los cuales se encuentran instaladas las plantas
de generación objeto de este estudio, y que se abastecen e combustible utilizando los
modos terrestre, fluvial o marítimo, el único modo de transporte para abastecer de
combustible a la central localizada en Mitú, es el aéreo.
La práctica común en Colombia en el sector de transporte consiste en que al acordar el
precio de transporte de una carga, éste incluye el costo del manejo de la misma, por lo
cual no se presenta en las tablas de información sobre costo de transporte una relación
adicional sobre costo de manejo de la carga.
Los costos de distribución son aquellos calculados, con la información y metodología ya
presentadas, para el transporte entre las cabeceras y localidades menores.
3.1.3.4
Pérdidas por evaporación y trasiego
El transporte del combustible desde la planta de abasto hasta los tanques de las centrales
de generación ubicadas en las cabeceras municipales, implica la realización de dos o más
operaciones de trasiego de acuerdo con los modos de transporte que sea necesario
utilizar.
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Durante la operación de trasiego para pasar el combustible de un recipiente a otro se
presenta evaporación al medio ambiente lo que se traduce en una merma del volumen a
transportar.
Tabla 3-46 Condiciones ambientales de las ZNI
ITEM
TEMPERATURA
MEDIA
ACANDI
28° C
90%
50 mts
GUARI
28° C
85%
5 mts
MIRAFLORES
28° C
85%
200
PIZARRO
28° C
90%
12
MITU
27° C
84°C
300 mts
27° C
85%
242 mts
30° C
85%
380 mts
PUERTO
INIRIDA
PUERTO
LEGUIZAMO
HUMEDAD
ALTURA(m/snm)
RELATIVA
mts
mts
Para determinar las pérdidas de combustible por trasiego se hicieron los cálculos
utilizando las recomendaciones de la AP 42. En esta se calcula utilizando la siguiente
formula (30% de error).
Ll = perdidas por trasiego en Ib por cada mil galones bombeados (1000ga¡)
S = factor de saturación (ver tabla 2)
P = presión de vapor real en libras por pulgada cuadrada (¿n^ A2) (ver tabla 1)
M = peso molecular del vapor en libras por libra-mol (— —— ) (ver tabla 1)
H b -m o l'
T = temperatura del combustible Qf? = QF + 460 = | QC + 492
Pérdidas esperadas bajo condiciones estándar para diesel.
S= 0.6 (si la carga es sin salpicadura y no hay balance de vapor)
P a 27°C = 0.012
M = 130
T = 27°C = 540.6°R
0.6 * 0.012 * 130
0.0215/6 0.0097/ca
L l = 12.46------------------------ = --------------= ------------ 540.6
lOOOgaZ lOOOgaZ
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Este cálculo se debe hacer por cada bombeo de combustible efectuado hasta su depósito
final.
En las cabeceras municipales objeto de la visita por lo general se dan tres trasiegos en
cada viaje, además la temperatura promedio en las cabeceras municipales visitadas era
de 27°C. Por lo tanto se espera que por cada 1000 galones adquiridos se pierdan 0.029
Kg de combustible lo que equivale a 0.131 galones de combustible cada 1000 galones
comprados, esto equivale a un 0.013% de pérdidas por evaporación durante el trasiego.
Esto varía muy levemente en cada localidad debido a que el diesel es poco volátil lo que
hace de estas pérdidas algo no significativo. La mayoría de las pérdidas en trasiego se
dan por equipos inadecuados y malas prácticas lo que propicia derrames de combustible
más significativos que las pérdidas por evaporación.
Tabla 3-47 Presión de vapor real de combustibles
Petroleum Liquid
Vapor
Molecular
Weight at
60 °F,
My
(lb/lb-mole)
True Vapor Pressure, PVa (psi)
Liquid
Density
At 60°F,
wL
40 °F
50°F
60°F
70 °F
80°F
90°F
100°F
(lb/gal)
50
7.1
1.8
2.3
2.8
3.4
4.0
4.8
5.7
Distillate fuel oil
No. 2
130
7.1
0.0031
0.0045
0.0065
0.0090
0.012
0.016
0.022
Gasoline RVP 7
68
5.6
2.3
2.9
3.5
4.3
5.2
6.2
7.4
Gasoline RVP 7.8
68
5.6
2.5929
3.2079
3.9363
4.793
5.7937
6.9552
8.2952
Gasoline RVP 8.3
68
5.6
2.7888
3.444
4.2188
5.1284
6.1891
7.4184
8.8344
Gasoline RVP 10
66
5.6
3.4
4.2
5.2
6.2
7.4
8.7519
10.4053
12.2949
00
00
Crude oil RVP 5
10.5
Gasoline RVP
11.5
65
5.6
4.087
4.9997
6.069
7.3132
Gasoline RVP 13
62
5.6
4.7
5.7
6.9
8.3
9.9
11.7
13.8
Gasoline RVP
13.5
62
5.6
4.932
6.0054
7.2573
8.7076
10.3774
12.2888
14.4646
Gasoline RVP
15.0
60
5.6
5.5802
6.774
8.1621
9.7656
11.6067
13.7085
16.0948
Jet kerosene
130
7.0
0.0041
0.0060
0.0085
0.011
0.015
0.021
0.029
Jet naphtha (JP-4)
80
6.4
0.8
1.0
1.3
1.6
1.9
2.4
2.7
Residual oil No. 6
190
7.9
0.00002
0.00003
0.00004
0.00006
0.00009
0.00013
0.00019
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Tabla 3-48 Factor de pérdida por tipo de cargo
Cargo Carrier
Tank trucks and rail tank cars
Marine vessels3
3.1.3.5
Mode Of Operation
S Factor
Submerged loading of a clean cargo tank
0.50
Submerged loading: dedicated normal service
0.60
Submerged loading: dedicated vapor balance
service
1.00
Splash loading of a clean cargo tank
1.45
Splash loading: dedicated normal service
1.45
Splash loading: dedicated vapor balance service
1.00
Submerged loading: ships
0.2
Submerged loading: barges
0.5
Costo de Transporte de GLP
Considerando como recipiente de transporte del GLP un tanque que pueda ser
transportado en modo terrestre en un camión de 3 ejes y transportado en modo fluvial y
marítimo en barcazas o barcos de cabotaje de 25 toneladas, el peso total del tanque y el
GLP asciende a 19.5 toneladas aproximadamente.
Debido a las dimensiones y peso del tanque de transporte del GLP (diámetro externo: 1.9
m., longitud 7.2 m. aproximadamente), este tipo de transporte solo sería factible
actualmente a aquellos sitios de generación que estén localizados a la orilla de ríos
navegables durante todo el año, tales como el Putumayo, Guaviare, el Meta, el Caquetá y
el Casanare.
Para algunos sitios con central generadora tales como Acandí, Guapi y Pizarro Bajo
Baudó, se requiere el uso de pequeños barcos de cabotaje que puedan transportar el tipo
de tanque cisterna propuesto.
El método de cálculo utilizado para obtener el costo del GLP en los diferentes sitios es el
siguiente:
1. Se determina las dimensiones del tanque, su peso y el peso del GLP líquido
transportado en éste.
2.
Se establecen las distancias a recorrer entre el sitio de abastecimiento hasta el
sitio de generación. Para el cálculo del costo de transporte se tiene en cuenta que
se debe pagar tanto el viaje de ida como el de regreso del tanque y el GLP. En el
viaje de regreso solo se tiene en cuenta el peso del tanque.
3.
Se establece el indicador de costo de transporte presentado en la Tabla 3-45.
4.
Se determina el precio total en pesos colombianos y en pesos por galón.
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La siguiente tabla presenta los valores obtenidos al aplicar la metodología anterior.
Tabla 3-49 Costos de transporte de GLP por sitio
Chocó
Chocó
Cauca
Guaviare
Putumayo
Acandí
San Francisco
Pizarro Bajo Baudó
Piliza
Virudó
Guapi
Atajo 1
Atajo 2
Chamón
Miraflores
Lagos del Dorado
Puerto Leguízamo
Puerto Ospina
Nue\a Paya
286
312
262
275
311
172
178
177,6
174,6
168
205
400
515
466
19,5
19,5
19,5
19,5
19,5
19,5
19,5
19,5
19,5
19,5
19,5
19,5
19,5
19,5
9,4
9,4
9,4
9,4
9,4
9,4
9,4
9,4
9,4
9,4
9,4
9,4
9,4
9,4
$
$
$
$
$
$
T
$
$
$
$
$
$
$
1.351
1.351
2.689
2.689
2.689
2.689
3.513
3.513
3.513
196
196
689
689
689
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
11.164.042
12.178.955
20.360.623
21.370.883
24.168.526
13.366.516
18.072.689
18.032.076
17.727.480
952.526
1.162.308
7.970.123
10.261.533
9.285.193
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
2.273
2.480
4.146
4.352
4.921
2.722
3.680
3.672
3.610
194
237
1.623
2.090
1.891
3.1.3.6 Conclusiones
1.
Los costos de transporte fluvial encontrados son los del tipo de mercado propio en
cada región.
2.
Los costos de transporte marítimo a pesar de obtenerse de un mercado local
distan de los precios internacionales.
En cuanto a los consumos y costos del combustible se puede mencionar que:
3.
El consumo de combustible depende del número de horas de servicio y de la
eficiencia de la máquina, lo cual está relacionado con el precio del equipo. De
manera general a mayor precio mayor eficiencia y por lo tanto se deberá
seleccionar el equipo que presente mejor relación precio eficiencia.
4.
El rendimiento y consumo de combustible dependerá del nivel de carga de la
planta en relación con la demanda. En general la planta presenta mejor eficiencia
cerca de la demanda máxima, por lo cual debe buscarse que la planta esté
operando cerca de la demanda máxima y no muy por debajo yaque esto conlleva
rendimientos bajos, y por lo tanto altos consumos.
3.1.4
Transporte de combustible en cabeceras municipales de las ZNI
A continuación se relacionan los costos de combustibles en las cabeceras municipales de
las ZNI, con base en la metodología presentada en el numeral 3.1.3.
140
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Tabla 3-50 Transporte de combustible a cabeceras municipales de las ZNI
D is ta n c ia C e n tro d e A b a s to C a b e c e ra M u n ic ip a l
$ /to n -km
(km)
D /pto
G ru p o
Antioquia
Chocó
Chocó
Chocó
Chocó
Chocó
Chocó
Chocó
Chocó
Chocó
Cauca
Cauca
Nariño
Nariño
Nariño
Nariño
Nariño
Nariño
Vichada
Vichada
Casanare
Meta
Meta
Caquetá
Vaupés
Vaupés
Vichada
Vichada
1
1
1
1
2
2
2
2
2
2
3
3
3
3
3
3
3
3
4
4
4
5
5
6
9
9
11
11
C a b e c e ra M u n ic ip a l
Vigía del Fuerte
Bojayá
Unguía
Medio A t rato
Bahía Solano
Litoral de San Juan
Sipí
A lto Baudó
Nuquí
Jurado
López de Micay
Timbiquí
Iscuandé
La Tola
E l Charco
Olaya Herrera
Mosquera
Francisco Pizarro
La Primavera
Santa Rosalía
Orocué
Mapiripán
La Macarena
Solano
Carurú
Taraira
Puerto Carreño
Cumaribo
Río
C e n tro d e A b a s to
At rato
At rato
At rato
At rato
Mar Pacífico
Mar Pacífico
Mar Pacífico
Mar Pacífico
Mar Pacífico
Mar Pacífico
Mar Pacífico
Mar Pacífico
Mar Pacífico
Mar Pacífico
Mar Pacífico
Mar Pacífico
Mar Pacífico
Mar Pacífico
Meta, Casanare
Meta, Casanare
Meta, Casanare
Guaviare
Guaviare
Cagueta, Caguan
no hay datos
no hay datos
terrestre
Aéreo
Cartagena
Cartagena
Cartagena
Cartagena
Buenaventura
Buenaventura
Buenaventura
Buenaventura
Buenaventura
Buenaventura
Buenaventura
Buenaventura
Buenaventura
Buenaventura
Buenaventura
Buenaventura
Buenaventura
Buenaventura
Mansilla
Mansilla
Mansilla
Mansilla
Mansilla
Neiva o Yumbo
Mansilla, Apiay
Mansilla, Apiay
Puerto Carreno
Puerto Carreno
A e re o
T e rre s tre
F lu v ia l
$ /g a l d ie s e l $ /g a l G LP
M a rítim o
450
458
314
507
269
62,7
104
182
208
365
140
188
206
145
351
216
122
459
377
326
270
466
1400
320
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
5.500
1.400
1.400
1.400
2.500
2.500
2.500
2.500
2.500
2.500
2.500
2.500
2.500
2.500
2.500
2.500
2.500
2.500
200
5.500
500
5.500
5.500
500
700
$
$
1.000
5.500
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
7.964
2.063
1 414
2.284
2.164
504
837
1 464
1 673
2.936
1.126
1 512
1 657
1 166
2.823
1.738
981
8.123
607
5.769
4 778
750
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
504
131
90
145
137
32
53
93
106
186
71
96
105
74
179
110
62
514
38
365
302
47
$
4 505
5.663
$
$
285
358
Para el cálculo de los datos relacionados en la tabla anterior, se utilizaron los siguientes
indicadores teniendo en cuenta los resultados obtenidos para durante los análisis de costo
de transporte de combustible en cada uno de los sitios objeto de estudio.
Tabla 3-51 Indicadores de Transporte
| $
1.400 I $
2.500 [ $
3.0001 $
200 | $
700 |
Para los ríos Meta, Casanare, Caquetá se asigna el indicador estimado para el transporte
fluvial en el río Guaviare.
3.1.5
Elementos que afectan los costos de producción
3.1.5.1 Disponibilidad
La disponibilidad se refiere al porcentaje del tiempo que la planta deberá estar generando
en relación con las horas de servicio ofrecidas. Se puede media horaria, diaria, mensual o
anual.
141
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£ ^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Una planta generando 6 horas puede presentar una disponibilidad de 100% o 50% si solo
se presta el servicio la mitad del tiempo, o 0% si la planta se encuentra fuera de servicio
todo un día.
Para lograr altas disponibilidades en estas zonas se requiere tener un alto stock de
repuestos dado el alto tiempo que requiere su compra sumado a la disponibilidad de
personal técnico calificado y su desplazamiento hasta el sitio de la planta. La alternativa
para garantizar una alta disponibilidad es disponer de una planta en reserva o back up.
El diseño final de la planta, el concepto de back up o el stock de repuestos dependerá de
la disponibilidad que se requiera o se solicite.
La empresa debe comprometerse a una disponibilidad determinada para el
establecimiento de la tarifa y la superintendencia o el ente de control deben verificar que
se cumpla o se consideren multas o ajustes de la tarifa en caso de no cumplir el
requerimiento.
En las gráficas siguientes se muestra la realidad de la operación y la disponibilidad del
servicio en algunas de las poblaciones donde se presta el servicio.
Vigía del fuerte
Horas promedio de prestación del servicio 4:40 horas
y
v
v
,v
v
v
v
t,
v
v
v
v
v
v
%
v
v
v
v
\
v
\
y
v
iv
t t
v
v
v
v
s é y i * f t j t f t ft t j t f t j t * 1 1 j t f t t t t f t j t t j t t j t t
* # f * 4T* * *
>r V
s %
'
V>
n
s
— H o r n P r o e r im a d »
v
■ Hofu
La tola
Horas efectivas de prestación del servicio (cinco horas cincuenta y cinco minutos)
142
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
C8C
y
^VV>V^ » j >
» V >V>V >» %rV# o
+V>■>>VV» Vv>^
S -? y 9 i r - e •v -y >v
^ í- c
F T E V T r CXXI
La primavera
Horas efectivas de prestación del servicio (diecisiete horas)
— H c r i i P r o f lr n ir jd ia
■ M c r » Rp i I m
F L IZ V T E 0 7 . Í
Figura 3-7 Operación y disponibilidad en poblaciones ZNI
Como puede observarse la disponibilidad es muy baja y no se tiene un concepto de
respaldo que garantice el servicio ofrecido. No hay definición de responsabilidad y
tampoco existe control y sanciones por la calidad del mismo.
3.1.5.2
Factor de Carga
El factor de carga se refiere al porcentaje de carga de la generación máxima en relación
con la demanda eléctrica real la cual varía dependiendo del número de horas de
prestación del servicio. A menor horas de servicio mayor factor de carga.
143
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Las gráficas siguientes corresponde a datos histories registrados por el centro de
monitoreo y control del IRSE para algunos de los sitios donde se debería prestar el
servicio por lo menos 6 , 12, 18 y 24 horas y que cuentan con telemedida.
IM
t»
•C
m
W r>i
9%
M
mf 09 0*
in
«1
J
ii
ir
IB
«•
7l
ti
ti
Figura 3-8 Curva de carga para 6 horas de servicio
••
• B
YITSTZ CNM
Figura 3-9 Curva de carga típica para 12 horas de servicio
144
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
11
!•
— ' « ?!■» '
TKl
F 1 T M T CV \ i
Figura 3-10 Curva de carga típica para 18 horas de servicio
00
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
H oras
■MIÉRCOLES
"J U E V E S
Figura 3-11 Curva de carga típica para 24 horas de servicio
Es importante anotar que el IRSE cuenta con equipos de telemedida de operación para
las principales plantas de cabeceras municipales de las ZNI. En La tabla siguiente
relacionan las 38 plantas de generación que cuentan con telemedida.
145
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL-ESTUDIOS EN ZNI____________________________________________________ ^ 0 1 / 0 2 / 2 0 1 2
Tabla 3-52 Localidades de las ZNI con Telemetría - 2012
L O C A LID A D
"C a p a c id a d
"P o te n c ia
"F e c tia
"D e m a n d a
"D e m a n d a
Instalada
Máxima
PDUrcia
Mtrsuil
p f& m * d iíi
Mensual
M áxim a"
[KWH]"
t i ñ [KVYh]"
SABADO,
22643:
7304
[K W ]"
" H o r e r o P re s i. de S e rv ic io ”
"P ro m e d io
[kW]"
A C A N D I {AC.ANDl-CHOCO)
3000
6J5.de
LU NES QC:0D - 0 2 :0 0 ,. 09.00 - 23:59, M AR TES 0 0 .0 0 - 0 1 :0 0 ,. 09 00 -
17 horas
DID31/2Q11
23 59, MIE RUOLES 00 00 - 01 m
52 m inutos
19:45 00
01 00. ,0 5 :0 0 -2 3 :5 9 , V IER N ES 0 0 :0 0 - 0 1 :0 0 ,, 0 9 :0 0 -2 3 :5 9 .
09 00 - 23-59. JU EVES 00 0 0 ■
5 ABACO 00 DO - 01 DO. . 10 00 ■22 5S, D O M IN G O 00 DO - 02 00, .
10 0 0 - 2 3 59
BALBO A
150
81,31
(UN G U IA -C H O C O )
BAR R A N C O M INAS
300
102,09
(G U A VIAR E-G U AIN IA)
LU NES 1 7 :0 0 -2 2 :0 0 . M AR TES 1 7 . Í B - 22.00, M IERCO LES 1 7 0 0 -
6 horas 8
DIC/24/2011
22 od. j u e v e s i7 :o o
m inutos
19:00:00
- 2 2 00 D O M IN G O 17 00 - 22 00
SABADO,
8580
3d3
22:00. v i e r n e s 17: do
22:oo, SABADO i7 :o o
LU NES 1 6 :0 0 -2 3 :0 0 . M AR TES 16.(H -2 3 .0 0 . M IERCO LES 1 6 0 0 -
5 horas 18
010/28/2011
23 . od. j u e v e s i6 :o o
m inutos
10:15 00
-2 3 Ú Ú D O M IN G O 16 00 - 23 0Ü
M IÉR C O LES,
13098
436
23:oo, v i e r n e s I6 : do
23:00, s a b a d o 16:00
LU NES QC:0D - 0 5 :0 0 .. 17:00 - 23:S9. M AR TES Ü0.0D - Q 3:0D ,. 17 00 -
12 horas
(O LAYA
DI P 3 1/2011
23 59. MIERCOLES DD:00 - 0 3 :0 0 .. 17:00 - 23:59. JU E V E S D0:0ü -
4 3 m inutos
HERRERA-NARiNO)
19:45:00
03 0 0 ., 1 7 :0 0 -2 3 :6 9 . V IE R N E S 0 0 :0 0 - 0 3 :0 0 .. 1 7 :0 0 -2 8 :5 9 .
BO C AS D E S ATIN G A
119&.03
SABADO.
36650 D
11832
SABAD O 00.DO 03.00. , 12.00 ■23.59. D O M IN G O 00.00 - 05.00 .
12;QD - 23:59
900
CAPURGANA
4 37,36
(AC AN D I-C H O C O )
SABADO,
150266
4B47
L U N E S 0 C :0 D -03:00,
Q ñ :0 ü - 23:59, M A R T E S 0 0 0 0 - 0 2 :0 0 ,
0800 -
DI C í31/2011
23 59 M IERC OLES DO 0 0 - 02 CO, M 00 - 23 59 JU E V E S 00 0 0 -
19:15.00
02.0D, , 0 6 :0 D - 23:59. V IER N ES 00.00 - 0 2 .0 0 ,, 08:00 - 23.59,
1 7 h o ra s
d2 m inutos
SABADO 00:DÜ - 02:00. . 09:00 ■23:5S. D O M IN G O 00:D0 - 0 3 :0 0 ..
09 0 0 - 2 3 59
CARURU
269
143,53
(C A R U R U -VA U P ES)
183.57
C H A JAL
(TU M A C O -N AR IN O )
C U M A R IB O
LU N ES 1 0 :0 0 - 2 3 :0 1 M AR TES 1 0 :0 0 -2 3 :0 0 M IERCO LES I B 0 0 -
5 h o ra s 35
DIC/Q9/2011
23 00. JU E V E S 18.00 - 23:00, V IE R N E S I8.D0 - 23.00, SABADO 18.00
m inutos
i7:aa:D 0
-2 3 00 D O M ING O IS-OD - 23 GD
V IE R N E S
V IE R N E S .
19874
26083
641
93b
DIC/30/2011
19:00:00
350
515,24
MARTES,
27236
1361
so lan c u :h o o o
107.91
)
EL C H A R C O (EL
2604
982.08
C H AR C O N AR IN O )
GUARI (G U API-C AU C A)
3675
1755 16
m inutos
LU NES 15.0D - 23.59, M AR TES 13.00 - 2 3 . 5&, M IERCO LES 13.00 -
3 horas 20
23 5 9 JU E V E S 13-DG - 23:59, V IER N ES 13:DD - 23:59, SA B A D O 13:00
m inutos
23.59. D O M IN G O 13.00
15:45.00
C U F IC A (BAH IA
6 horas 39
23 00. JU E V E S 18 00 - 23:00. V IER N ES 18-DD - 2 3 0D. SA B A D O 18 00
-2 3 00 D O M IN G O 18-00 - 23-00
□ 101 3/2011
(C U P /A R IB D -V IC H AD A)
LU NES 1 B:QD - 2 3 :0 [I, M AR TES 18:00 - 23:QD. M IERCO LES 1B:00 -
23.59
LU N ES 0 0 :0 0 -2 3 :5 9 . M A R TE S 0 0 :0 0 -2 3 :5 9 M IERCO LES DOQO -
21 horas
DIC/01/2011
23 59 JU E V E S GQ-00 - 23:59, V IE R N E S 0Q-D0 - 23-59, SA B A D O 00-00
4 3 m inutos
18:30:00
- 2 3 59 D O M IN G O 0G 0 0 - 2 3 59
JU E V E S .
MARTES .
31735
1D23
5 4582 LU N ES 00:00 - 0 2 :0 0 .. 13:00 - 23:59. M AR TES 13:0D - 23:5 9 .
14205
DIC/Q6/2Q11
M IE R C O LE S 10.00
23.59. JU EVES 1310D-2 3 :5 5 , V IE R N E S 13:00 -
19:45:00
23 59. S A B A D 0 1 3 :0 0 -2 3 :5 9 . D O M ING O 0 0 :0 0 - 0 2 :0 0 .. 13:00 23-59
6 horas 51
m inutos
LU NES 0C:0D - 0 2 :0 0 ,, ÜTÜÜ - 23:E9, M A R T E S 0 0 0 D - 01 iOO, 0 7 00 -
19 horas
0 0 3 1 /2 0 1 1
23 59. M IERC OLES DO 00 - D1:00. 07 00 - 23:59. JU E V E S 00:00
59 m inutos
20.15.00
O I,0D. , 0 7 :0 0 -2 3 :5 9 . V IE R N E S 0Q .D 0- 0 1 .0 0 ,, 0 7 :0 0 - 23.59,
SABADO.
720627
23246
SABADO 00 m - 01:00.
07-00 - 23:58. D O M IN G O 00 :DD - 02 :0D. .
G7:0Q -2 3 :5 &
IN IR ID A [ INIRIDA-GUAJNIA) M 7 7
2239.76
JU E V E S ,
1124642
35273
D I 0 15/2011
10:0(1:00
JU R AD O
350
253.70
(JU R A D O -C H O C O )
SÁBADO.
47131
1745
LU NES QC:0D - 23.59, M AR TES 00.1)0 -2 3 .5 5 , M IERCO LES OÜ.00 -
24 horas 0
23 59. JU E V E S 00 00 23:59, V IE R N E S 00 DO 23.59. SA B A D O D0.00
-2 3 59 D O M ING O 0 0 OD - 23 59
m inutos
lu n e s 00:0 0 - 02:0 0 , . 11:00 - 14:00, 17 0 0 - 2 3 -59. m a rte s 1 1 0 0 - 9 horas 34
DIC/31/2Ü11
14 DD , 1 7 :0 0 -2 3 -5 9 , M IERCO LES 11 00 - 14 00
20:00.00
JUEVES 11 00 - 14 DO.. 17 00 - 2 3 59 V IE R N E S 11.00 - 1 4 .0 0 .. 17:00
17-00 - 23:59,
m inuto?
-2 3 :5 9 SABADO 17 00 - 23:59 D O M ING O BO:O0 - 02 00. . 17 00
23-59
LA M A C A R E N A (LA
382,36
MAC A RE N A -M E TA)
LA PR IM A V ER A (LA
949
665,98
V IE R N E S
'^ 4 3 9
3177
LU N ES 14:0D - 2 3 :0 D. M AR TES 14 00 - 23 OD M IERCO LES 14 00 -
12 horas
DIC/09/2011
23 DD. JU E V E S 14:00 - 23:00. V IER N ES 14:00 - 23:00, SA B A D O 10:00
4 4 m inutos
19:00:00
-2 3 :5 9 D O M IN G O 10 0 0 -2 3 :5 9
SÁBADO,
178666
5763
D IC /17/2011
P R IM AV E R A -V ICH AD A)
T O LA -N A R IN O )
LE G U IZ A M O (PUERTO
L EG U IZAM O -P UT U MAYO)
4000
148676
SÁBADO,
16 horas
23 5 9 JU E V E S 04'00 - 23:59, VIERN ES 04-00 - 23:59, SA B A D O 04:00
54 m inutos
-2 3 .5 9 D O M IN G O 04.00 - 2 3 59
18:30.00
307,31
L A TO LA (LA
LU N ES 0 4 :0 D - 23:59. M AR TES 0 4 :00 - 2 3 :5 9 . MIER C O LES 04 00
34675
1453
LU N ES 16:0D -2 3 :5 9 , M A R TE S 10:00 -2 9 :5 9 M IERCO LES I B 00 -
5 horas 55
DIC/24/2011
23 59. JU EVES 18:00
m inutos
15:15:00
-2 3 :5 9 D O M IN G O 18 00
LUNES,
530549
17372
23:59, V IE R N E S 18:00
23:59, SABADO 18:00
23 59
□ IC /12/2011
LU N ES 1 2 :0 0 -2 3 :6 9 . M A R TE S 1 2 :0 0 -2 3 :5 9 , M IE R C O LE S 1 2 0 0 23 59 JU E V E S 12:ÜQ - 23:59, VIER NES 12:00 - 23:59. SA B A D O 12:00
18:30:00
-2 3 59 D O M IN G O 12 00 - 23 59
23 horas
4 9 m inutos
146
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS
Rev. 01
Fecha: 01/02/2012
INFORME F IN A L - ESTUDIOS EN ZNI
LOCALIDAD
"Capacidad
Instalada
[KW ]"
LETICIA
(LETICIA-AMAZONAS)
16990
LIMONES (GUAPI-CAUCA)
"P otencia
Máxim a
Mensual
[LW ]"
"Fecha
P o lin c ia
M ix ¡nía"
'□am anda
M in su a l
[KWh] ■
'Dem anda "H orario Presi. de s e rv ic io ”
p ro rtiid io
día [KWh]"
6829.67
JUEVES .
DIC/1S/2Ü11
16:3D.00
3305614
106632
24 horas 0
LUNES 00:00 - 2 35 9. MARTES 0 0:0 0-23 :58 . MIERCOLES 00:00 23 59, JUEVES 00 00 - 23 59. VIERNES 00 00 - 23:59 SABADO 00DO minutos
- 23:59, DOMINGO 00.00 23:59
64,46
SAB A D O .
DIC/31/2011
19:3D.00
7436
323
LUNES 16:00 - 23:00. MARTES 16.00 - 23:00. MIERCOLES 16:00 23 00, JUEVES 16 00 - 23 00 VIERNES 16 00 -2 3 :0 0 SABADO 16:00
- 23:00. DOMINGO 16:00 - 23:00
5 horas 55
minutos
"P rom edio
diario"
MAPIRIPAN
(MAPIRIPAN-META)
750
196,56
MIÉRCOLES
DIC/21/2011
10:45 00
57658
1659
LUNES 13:00 - 22:30, MARTES 13:00-22:30, MIERCOLES 13:00 22.30. JU B /E S 13 00 22 30. VIERNES 13.00 - 22:30. SABADO 11:00
- 23:59, DOMINGO 11:00 - 23:59
15 horas
44 mi nulos
MICAY i LO PEZ-CAUCA)
1075
271.04
VIERNES
□10/16/2011
20:15 00
71923
2320
LUNES 11:00 - 23:59. MARTES 11:00 - 23:59. MIERCOLES 11:00 23 69, JUEVES 11 00 - 23 59. VIERNES 11*00 - 23:59. SABADO H D D
- 23:59, DOMINGO 1 1:00 - 23:59
12 horas
59 mi nulos
MIRAFLORES
520
(MI RAFLORES-GU AVIARE)
214,72
JU E V E S ,
DIC/01/2011
16:15.00
21486
693
LUNES 12:30- 14:00, . 16 0 0 - 2 2 00. MARTES 12 3 0 - 14:00. , 16:00 22.00. MIERCOLES 12.30- 14 OD. . 18:00 -22:00. JUEVES 12:3014.00., 1 8:00-22:00, VIERNES 12 3 0 - 14 DO. ,1 8 :0 0 -2 3 :5 9 ,
SABADO 12:30 - 14:00. . 18:00 - 23:59. DOMINGO 12:3D - 14:0D. .
18 0 0 -2 3 :5 9
3 horas 59
ni ¡nulos
MITU (MITU-VA UPES)
2250
1666.52
LUNES.
DIC/05/2011
10:45 00
744134
24005
LUNES 00:00 - 23:59, MARTES 00.00 - 23:59, MIERCOLES 00:00 23:59. JUEVES 00 00 23 59. VIERNES 00:00 - 23:59. SABADO 00:00
- 23:59. DOMINGO 0 0 :0 0-23 :58
23 horas
46 mi nulos
MOSQUERA
(MOSQUERA NARINO)
574
300,08
VIERNES
010/0^2011
10:45 00
52344
16,98
LUNES 18:00-23:00, MARTES 18.00-23:00, MIERCOLES 18:0023.00, JU B /E S 19 00 23 00. VIERNES 16.00 - 23:00. SABADO 18:00
- 23:00, DOMINGO 18:00-23:00
7 horas 20
ni ¡nulos
MUTIS (BAHIA
SOLANO-CHOCO)
2500
924.44
JU E V E S .
DIC/29/2011
19:15*00
419237
13523
LUNES 00.00 - 23:59. MARTES OO.DO - 23:59. MIERCOLES 00:00 23 59. JUEVES 00 00 - 23 59. VIERNES 00 00 - 23:59, SABADO 00:00
- 23:59. DOMINGO 00:00 - 23:59
23 horas
52 mi nulos
NUQUI (NUQULCHOCO)
300
312,64
JU E V E S ,
DIC/29/2Q11
19:45:00
4Q435
1594
LUNES 10:00 - 23:00, MARTES 18 D0 - 23:00, MIERCOLES 18:00 23.00. JU B /E S 19 00 23 00. VIERNES 16.00 - 23:00. SABADO 18:03
- 23:0D. DOMINGO 18:00 - 23:00
6 horas 30
ni ¡nulos
OROCUE
(OROCUE CASANARE!
750
021,70
VIERNES
DIC/02/2011
19:00*00
435292
14041
LUNES 00:00 - 23:59, MARTES 00-00 - 23:59, MIERCOLES 00:00 23.59. J U B /E S 00 00 23 59. VIERNES 00.00 - 23:59. SABADO 00.00
- 23:59, DOMINGO 0 0 :0 0-23 :59
23 horas
53 minutos
PUERTO ALVIRA
(MAPIRIPAN-META)
je o
62,69
VIERNES
DIC/23/2011
16:45:00
5432
175
LUNES 12:00 - 14:00, 16 00 - 22 00. MARTES 12 00 - 14 00. , 18:00 22.00. MIERCOLES 12.0D 14 OD, , 18:0D - 22:00, JUEVES 12:0014:do. . I8:od - 22:00, v ie r n e s 12 oo 14 do. . i8 :o o - 2 2 :0a.
SABADO 12 DD - 14 00 , 18:00 - 22:00. DOMINGO 12:0D - 14:0D. .
IB.0 0 - 22.00
3 horas 41
ni ¡nulos
PUERTO NARINO
(PUERTO
NARINO-AMAZONA3)
350
106,38
JU E V E S ,
DIC/01/2011
19:00 00
53973
1741
LUNES 09:00 - 14 00, 17 00 - 23 59 MARTES 09 DO - 14 00 , 17-00 23.59. MIERCOLES 09 OD 14 OD, , 17:0D - 23:59, JUEVES 09.00
14 00, , 17:00 - 23:59, VIERNES 09 OO - Id OO , 17:00 - 23:59,
SABADO 09.00 - 14.00.. 17:00 - 23:59, DOMINGO 0S:0D - 14:0D. ,
i? 0 0 -2 3 -5 9
17 horas 2
ni ¡nulos
REMOLINO DEL CAGUAN
(CARTAGENA DEL
CHA IRA-CAO UETA)
BdD
70,32
VIERNES
DIC/23/2011
19:30:00
12234
394
LUNES 17:00 - 22:00, MARTES 17*00 - 22:00, MIERCOLES 17:00 22:00. JUEVES 17 00 22 00. VIERNES 1 7:00-22:00, SABADO 12:00
- 23:59, DOMINGO 10:00 -2 3:59
S horas 36
minutos
SAL A HONDA (FRANCISCO
PIZARRO-NARINO)
750
727,32
VIERNES
DIC/09/2011
19:00 00
193835
6252
LUNES 12:00 - 23:59, MARTES 12*00 - 23:59, MIERCOLES 12:00 23.59. JU B /E S 12.00 23 59. VIERNES 12.00 - 23:59. SABADO 12:00
- 23:59, DOMINGO 1 2:00-23:53
12 horas 9
ni ¡nulos
SAN ANTONIO DE GUAJUI
(GUAP l-CAUCA)
110
40,05
SÁBADO,
DIC'10/2011
19:15 00
5600
258
LUNES 16:00 - 23:00, MARTES 16*00 - 23:00, MIERCOLES 16:00 23:00. JUEVES 16 00 23 00. VIERNES 16:00 - 23:00, SABADO 16:00
- 23:00, DOMINGO 16:00-23:00
S horas 31
minutos
SANTA GENOVEVA DE
DO COR DO (EL LITORAL
DEL SAN JUAN CHOCO)
456
126,32
S ÁB A D O .
DIG/31/2011
19:45.00
14210
507
LUNES 18:00 - 23:00. MARTES 18 00 - 23:00. MIERCOLES 18:00 23 00. JUEVES 18 00 - 23 00. VIERNES 16*00-23:00. SABADO IBDO
- 23:00. DOMINGO 18:00 - 23.00
5 horas 1
minutos
SOLANO
(SOLANO-CAQUETA)
40 D
271.66
MIÉRCOLES. 39356
DIC/21/2011
19:30.00
1259
LUNES 05:00 - 06:00. . 17 00 22 30. MARTES 05 00 06 00 . 17:05 22 30 MIERCOLES 05 OD - 06 OD, , 17:00-22:30, JUEVES 05:00 06 00, , 1 7:00-22:30, VIERNES 05 0 0 - 0 6 DO. . 1 7:00-22:30.
SABADO 16.00 - 23.59. DOMINGO 16 00 23 59
6 horas
minutos
101.27
MIÉRCOLES. 13183
DIC/14/2011
16:45:00
425
LUNES 16:00 - 22:00. MARTES 18:00-22:00. MIERCOLES 10:00 22.00. JU B /E S 19 00 22 00. VIERNES 16.00 - 22:00. SABADO 18.00
- 22:0D. DOMINGO 18:00 - 22:00
TARAPACA
(TARAPAC A-AM AZO NA S]
5"n r:-,
.1
r r ¡nulos
TIMBIQUI
(TIMBIQU l-CAUCA)
BOD
592,06
VIERNES
DIC/23/2011
19:30:00
140024
4516
LUNES 00:0D - 02*00 12 00 - 23 59 MARTES 12 DO - 23 59
MIERCOLES 12 00 23 59. JUEVES 12 DO - 23 59. VIERNES 12.03
23:69. SABADO 14 00 - 29:59. DOMINGO 00 00 02:00. . 14:00 23:69
12 horas 1
ni ¡nulos
TI TU MATE
(UNGUIA-CHOCO)
150
61.69
S AB A D O .
DIC/24/2011
16:45 00
7278
234
LUNES 1 8:00-22:00. MARTES 18.00-22:00. MIERCOLES 1S:D022:00. JUEVES 18 00 22 00. VIERNES 16:00 - 22:00. SABADO 16:03
- 23:00, DOMINGO 10:00-22:00
5 horas 1
minutos
UNGUIA
(UNGUIA-CHOCO)
913
396.38
S AB A D O .
DIG/31/2011
19:15 00
98105
3164
LUNES 00:00 - 02:00, . 12 00 23 59. MARTES 12 00 - 23.59,
MIERCOLES 12 00 - 23:59. JUEVES 12:D0 - 23:59. VIERNES 12:00 23 59 SABADO 14 00 - 23 59 DOMINGO 00 00 - 02 00 , 14:00 23.59
11 horas
59 minutos
147
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
3.1.5.3
F ^ te : 01/02/2012
Consumos propios
Los consumos propios de una central de generación de energía eléctrica, están asociados
a los consumos de energía que demandan los equipos auxiliares de la central, tales como
aires acondicionados, sistemas de bombeo, UPS para sistemas de control y protecciones,
equipos de refrigeración, maquinas herramientas, iluminación y salidas de fuerza.
La literatura internacional especializada refiere que el consumo propio
generación varía en un rango del uno al cinco por ciento del total de
pequeñas plantas de generación, como aquellas ubicadas en las ZNI
inferior a 100 kW, estos consumos están representados en dos o
iluminación, al igual que dos o tres tomas eléctricas para servicios,
inferior al 2 % de la energía generada.
de una central de
la generación. En
con una potencia
tres salidas para
cuyo consumo es
Las centrales conformadas por varias unidades de generación generalmente cuentan con
un transformador de auxiliares, para atender la demanda de los equipos y sistemas
eléctricos propios, se alimenta de la propia energía generada por la central tomada a la
salida de bornes de generador o de las barras de la subestación de salida. Para un
efectivo control del consumo propio de energía y para efectos de disponer del control de
los mismos y calcular los costos asociados, se instala un sistema de medición que registre
la energía consumida por los circuitos que alimenta el transformador de auxiliares.
Si bien algunas de las centrales visitadas cuentan con transformador para auxiliares y con
sistema de medición, no se obtuvo la información sobre dichos consumos. Así las cosas,
con base en el plano de planta levantado en sitio para cada central, en el que se
identifican las diferentes áreas operativas y sistemas que conforman la central (Control,
tanques, almacén, taller, oficinas, etc) y sus equipos eléctricos asociados, se estimaron
las potencias instaladas y consumos correspondientes. Las principales cargas eléctricas
consideradas son:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Iluminación interna
Tomas eléctricas
Iluminación externa
Aires Acondicionados
Electrobombas
Compresores
Congeladores
Cargadores de baterías
UPS
Iluminación cabinas
Otros
En la siguiente tabla se muestran los resultados estimados de la potencia instalada en
auxiliares y los consumos mensuales correspondientes de acuerdo con las horas de
prestación del servicio y aplicando un factor de utilización industrial de 0.5.
El consumo de energía de los auxiliares se compara con la energía mensual generada por
cada central de generación y se expresa en porcentaje. Para el caso de las localidades
148
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INFORME FINAL-ESTUDIOS EN ZNI_____________________________________________________ ^ 0 1 / 0 2 / 2 0 1 2
menores, el consumo se reduce en la mayoría de los casos a dos o tres salidas para toma
eléctrica y una o dos salidas para iluminación.
Tabla 3-53 Consumo de auxiliares por planta (factor de utilización 50%)
LOCALIDADES
PUERTO INIRIDA
PUERTO
LEGUIZAMO
Potencia
instalada en
Auxiliares
(kW)
Consumo
Auxiliares
kWh/mes
Energía
generada
diciembre
2012 (kWh)
CNM
consumo de
aux /
generación
(%)
47,56
17121,6
1198560
1,43%
43,79
15764,4
771068
2,04%
52,7
12648
767613
1,65%
28,02
10087,2
721493
1,40%
9
2025
128299
1,58%
6,7
603
34362
1,75%
11,83
851,76
99901
0,85%
PUERTO OSPINA
LAGOS DEL
DORADO
0,7
33,6
48450
0,07%
0,7
33,6
47022
0,07%
PILIZA
0,7
33,6
33252
0 ,1 0 %
VIRUDO
CHORRO
BOCON
0,3
14,4
18462
0,08%
0,3
14,4
17034
0,08%
GUAPI (CAUCA)
MITU
ACANDI
MIRAFLORES
PIZARRO
CHAMON
0,3
14,4
12750
0 ,1 1 %
ACARICURA
0,3
14,4
12240
0 ,1 2 %
SAN FRANCISCO
0,3
14,4
11628
0 ,1 2 %
NUEVA PAYA
0,3
14,4
9547,2
0,15%
REMANSO
0,3
14,4
7650
0,19%
ATAJO 1
0 ,2
9,6
2754
0,35%
ATAJO 2
0 ,2
9,6
2040
0,47%
El promedio resultante de consumo de energía de equipos y sistemas auxiliares para las
centrales de generación es de 1.53% de la energía mensual generada. Este resultado
está cercano referente internacional y de los parámetros típicos que arrojan el software
especializados para el diseño de plantas térmicas como Thermoflex (2%), con la salvedad
que se está comparando con la energía generada en diciembre de 2012, que es un mes
de alto consumo.
Con el propósito de disponer de información primaria que permita hacer seguimiento y
análisis sobre cifras reales de consumos de auxiliares en estas centrales de generación,
es recomendable que se incluya como uno de las variables a reportar de manera
periódica al organismo de vigilancia, o que este consumo sea objeto de telemedida al
igual que la energía entregada al distribuidor.
149
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
F ^ te : 01/02/2012
Los resultados indican que para el caso de las localidades menores, los consumos
propios son inferiores y se encuentran por debajo del uno por ciento de la generación.
3.1.5.4
Pérdidas en transformación
Las pérdidas de energía en los transformadores son dos: i) Pérdidas en Vacio y II)
Pérdidas en el cobre. Estas pérdidas se determinan mediante los ensayos en vacio y de
cortocircuito respectivamente.
La Norma Técnica Colombiana ICONTEC 819 (cuarta actualización), establece los
valores máximos declarados admisibles de corriente sin carga (lo), pérdidas sin carga
(Po), pérdidas con carga (Pe) y tensión de cortocircuito, a 85 °C (Uz),para
transformadores trifásicos autorefrigerados y sumergidos en líquido refrigerante.
A continuación se presentan algunos apartes de la citada Norma:
“Se aplica transformadores de potencia:
a.
Desde 15 kVA hasta 3 750 kVA, con tensión serie A.T. m enor o igual a 15
kV y tensión serie B. T. m enor o igual a 1,2 kV;
b.
Desde 75 kVA hasta 10 000 kVA, con tensión serie A. T. m ayor que 15 kV y
m enor o igual a 46 kV y tensión serie B. T. m enor o igual a 15 kV.
Transformadores de 15 kVA a 3 750 kVA, serie A T < 15 kV serie BT< 1,2 kV. Corresponde
a los transformadores trifásicos autorefrigerados, sumergidos en líquido refrigerante, con
frecuencia igual a 60 Hz, potencia entre 15 kVA y 3 750 kVA, tensión serie de A .T m enor
o igual a 15 K V y tensión serie de la B. T m enor o igual a 1,2 kV
Transformadores de 75 kVA a 10 000 kVA, 15 kV < serie A T < 46 kV, serie B T < 15 kV.
Corresponde a los transformadores trifásicos autorefrigerados, sumergidos en líquido
refrigerante, con frecuencia igual 60 Hz, potencia de 75 kVA a 10 000 kVA, tensión serie
de A T m ayor de 15 kV pero m enor o igual a 46 kV y tensión serie de D. T m enor o igual a
15 kV
150
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INFORME FINAL-E S T U D IO S EN ZNI____________________________________________________ Fe'cVoi/O Z/ZQ IZ
Tabla 3-54 Transformadores trifásicos de 15 kVA a 3750 kVA, serie AT < 15kV, serie BT <
1.2 kV
Valores máximos declarados permisibles de corrientes sin carga (lo),
Pérdidas sin carga (Po), pérdidas con carga (Pe) v tensión de cortocircuito a 85 °C (Uz)
Uz
Potencia kVA.
lo
Po
Pr.
W
W
%. de In
%
4,4
15
80
310
3,0
30
3,6
135
515
3,0
45
3,5
180
710
3.0
75
265
1 090
35
3,0
112,5
2,6
365
1 540
3,5
150
2.4
450
1 960
4,0
225
615
2 890
4.0
2,1
2,0
300
765
3 675
A5
400
930
4 730
4,5
1,9
1 090
500
5 780
5,0
1,7
630
1.6
1 285
7 140
5,0
750
1.6
1 450
8 380
SjO
5,0
800
1,6
1 520
8 900
1 000
1,6
1 780
11 100
5,0
1 250
2 090
13 500
6,0
1,5
1 600
2 520
16 700
6,0
1,5
3010
2 000
1,5
20 400
6,0
1.5
2 500
3 620
25 000
6,0
3 000
4 230
29 700
6,0
1,5
60
3 750
5 160
36 600
1 ,5
1. El valor máximo admisible de corriente sin carga (lo), pérdidas sin
carga (Po), pérdidas con carga (Pe) ya incluye la tolerancia
especificada en a Tabla 2 de la NTC 380.
2. Las pérdidas con carga (Pe) en transformadores de corriente
superiores a 1 200 A, en uno u otro devanado, se deben aumentar
en 5 %.
3. El valor máximo admisible de la tensión de cortocircuito el 85 °C
(Uz) es el valor máximo que puede ser garantizado o declarado
p o r el fabricante. A l valor declarado se le debe aplicar la tolerancia
especificada en la Tabla 2 de la NTC 380.
4.
La cuantificación del valor económico de las pérdidas de energía
eléctrica debe e starde acuerdo con la NTC 2135.
5.
Los valores máximos de lo, Po, Pe y Uz para transformadores
trifásicos con potencias inferiores a 75 kVA y superiores a 10 000
kVA serie de tensión correspondiente al numeral 2.2.2. deben ser
establecidos p o r acuerdo entre el comprador y el fabricante.
151
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INFORME FINAL-ESTUDIOS EN ZNI_________________________________________________ ^ 0 1 / 0 2 / 2 0 1 2
Tabla 3-55 Transformadores trifásicos de 75 kVA a 10000 kVA, 15 kV < serie BT < 15 kV
Valores máximos declarados permisibles de corrientes sin carga (lo)
Pérdidas sin carga (Po), pérdidas con carga y tensión de cortocircuito a
85 °C (Uz)
Potencia
lo
Po
PC
UZ
W
w
nominal
% de In
%
KVA
75
3,5
39C
1 370
6,0
1 890
6,0
112,5
2,6
50C
2 400
150
2,5
61C
6,0
225
79C
3 330
2,5
6,0
300
2,0
95C
4210
6,0
400
2,0
1 15C
5 320
6,0
500
1 33C
6 370
6,0
1,7
630
1 54C
7 690
6,0
1,7
750
1.5
1 73C
6 660
6,0
1 80C
9 330
6.0
800
1,5
1 000
1,2
1 98C
12 000
6.0
1 250
1,0
2 37C
14 300
6,0
2 88C
1 600
17 400
6.0
. i,o
6,0
2 000
1,0
3 43C
20 900
LO
2 500
4 10C
25 000
6,5
3 000
4 74C
29 000
6,5
1.0
34 400
3 750
1,0
5 65C
6,5
4 000
5 95C
36 100
6,5
0,8
5 000
0.8
42 600
6,5
7 10C
6 000
0.8
8 20C
46 200
7,15
7 500
0,8
9 79C
55 100
7,15
10 000
0,8
12 30C
63 00C
7,15
Notas:
1. El valor máximo admisible de corriente sin carga (lo), pérdidas sin
carga (Po), pérdidas con carga (Pe) y a Incluye la tolerancia
especificada en la Tabla 2 de la NTC 380.
2. Las pérdidas con carga (Pe) en transformadores con corrientes
superiores a 1 200 A, en uno u otro devanado, se deben aumentar
en 5 %.
3. El valor máximo admisible de la tensión de cortocircuito a 85 °C
(Uz) es el valor máximo que puede ser garantizado o declarado
p o r el fabricante. A l valor declarado se le debe aplicar la tolerancia
especificada en la Tabla 2 de la NTC 380.
4. La cuantificación del valor económico de las pérdidas de energía
eléctrica debe e starde acuerdo con la NTC 2135
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
6 000
5 000
to
£
i
4 000
3 000
2 000
1000
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
Potencia nominal [KVA]
Figura 3-12 Curva característica de pérdidas sin carga
La curva característica de las pérdidas sin carga se debe establecer de acuerdo al valor
de la potencia nominal del transformador, de la siguiente manera:
Desde 15 kVA hasta 150 kVA, Po = 10,514 x Pn 0 7486
Mayores de 150 kVA hasta 800 kVA, Po = 13,27 x Pn 07093
Mayores de 800 kVA hasta 3 750 kVA, Po = 1,227 x P n + 554,59
A 000
000
000
1 000
o
o
500
1 OOC
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
Potencia nominal [KVA]
Figura 3-13 Curva de pérdidas con carga
La curva característica de las pérdidas con carga se debe establecer de acuerdo al valor
de la potencia nominal del transformador, de la siguiente manera:
Desde 15 KVA hasta 150 kVA, Pe = -0,0103 Pn 2+ 13,892 Pn + 106,65
Mayores de 150 kVA hasta 800 kVA, Pe = 10,465 x Pn + 537
Mayores de 800 kVA hasta 3 750 kVA, Pe = 9,2632 x Pn + 1875,2
153
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1 ^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
14 0 0 0 T "
12 000
10 000
6 000
4 000
--
2 000
2 000
4 000
6 000
8 000
10 0 0 0
Potartoa nominal [KVA]
Figura 3-14 Valores máximos declarados admisibles de pérdidas con carga (Pe) para
transformadores trifásicos de 15 kVA, serie AT <= 15 kV, serie BT <= 1.2 kV
La curva característica de las pérdidas sin carga se debe establecer de acuerdo al valor
de la potencia nominal del transformador, de la siguiente manera:
Desde 75 kVA hasta 800 kVA, Po = 23,558 x Pn 06487
Mayores de 800 kVA hasta 10 000 kVA, Po = 8,3104 x Pn 0 7926
70 000
80 000
£
^
80 000
§
40 000
8
E
£
30 000
20 000
10 000
o
2 000
4 000
8 000
80 0 0
10 000
Potencia nominal [KVA]
Figura 3-15 Valores máximos declarados admisibles transformadores trifásicos de 76 kVA
a 10 000 kVA, 15 KV< serie A.T. < 46 kV, serio B.T. < 15 kV”
Teniendo en cuenta que la citada Norma ICONTEC NTC 819 (cuarta actualización), de la
cual se extractaron los anteriores apartes, fue ratificada por el Consejo Directivo el 29 de
noviembre de 1995 y se mantiene vigente, se sugiere acoger y mantener los porcentajes
154
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de pérdidas reconocidas en transformación establecidos allí, de acuerdo con la siguiente
tabla:
Tabla 3-56 Pérdidas en transformación por potencia
kVA
Pérdidas de
transformación
150 225 300 400 500 630 750 800 10 00
1,8
1,7
1,6
1,6
1,5
1,5
1,5
1250 1600 2 0 0 0 2500 3000
1,43
1,5
1,39
1,33
1,3
1,27
1,26
En la tabla siguiente se relacionan las potencias en kVA de los transformadores instalados
en las centrales de generación y las plantas de las localidades visitadas.
Tabla 3-57 Relación de transformadores por Plantas de Generación
Dpto
Localidad
Transformadores (KVA)
(kVA)
1
Chocó
Chocó
Cauca
Acandí
San Francisco
150
Pizarro
Baudó
800
Bajo
Pilizá
225
Virudó
150
Guapi
2 .0 0 0
Atajo 1
Sin elevador
Atajo 2
Sin elevador
Chamón
Guainía
Puerto Inírida
Vaupés
Putumayo
4
2.500
1.600 1.600 2.500 3.820
Sin elevador
Chorrobocón
112,5
Miraflores
1 .0 00
Lagos
Dorado
3
1.0 00
150
El Remanso
Guaviare
2
1 .0 00
del
400
225
Mitú
1.600 2 .0 0 0
Acaricuara
112,5
Puerto
Leguízamo
2.500 1.600
Puerto Ospina
75
Nueva Paya
75
155
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Ahora bien, es de señalar que en la información suministrada por los operadores de las
grandes centrales como GENSA y CEDENAR, no se encuentran relacionadas las
pérdidas en transformación, las cuales son consideradas marginales.
En las localidades menores, cuyas unidades de generación se encuentran a cargo de las
empresas distribuidoras locales, en un rango de potencia por debajo de 100 kW en el 80%
de los casos, se encuentran unidades de generación con y sin transformador elevador, de
otra manera, con o sin redes de distribución primaria.
Nueve (9) de las doce (12) localidades menores visitadas cuentan con transformador
elevador con relación de transformación de 220/440/480 a 13200 V. Dentro de la
información suministrada por el distribuidor no se incluye la relativa a pérdidas por
transformación.
3.1.6
Propuesta de configuración para una central eficiente
Hasta este punto se trabajó en la determinación de los costos eficientes de inversión,
administración, operación y mantenimiento de una central dada. Sin embargo, esta
consultoría considera que es posible llegar a un nuevo escenario de eficiencia partiendo
de la configuración de una central a partir de los requerimientos energéticos de la zona
que atiende esta planta, como se expondrá a continuación.
3.1.6.1
La configuración eficiente de equipos y sistemas
Con el fin de ilustrar el concepto de eficiencia en el diseño y la operación de una central
típica se muestra las curvas de carga conceptuales para mostrar el efecto del back up y la
eficiencia del sistema. Los diagramas esquemáticos presentados para ilustrar el concepto
que se presenta. La información del diagrama no corresponde exactamente con la
explicación en cada numeral.
MAX
< 6 Horas
Figura 3-16 Curva de carga de 6 horas y una sola unidad prestando el servicio
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Fecha 01/02/2012
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P1
P2
10
12-16 Horas
P, + il
Pj + A
P, + A
P, + A
15
Figura 3-17 Curva de carga para prestación de 12 o 16 horas de servicio
p'/2dy+ < s>
P l/ 9
(B A C K U P )~ (Z )-\-(3 b — \—
2 16 horas
Figura 3-18 Diseño eficiente para prestación de servicio en 12 o 16 horas de servicio
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PMIN
10
15
1 6 -2 4 Horas
20
^Max/ ‘i
0
— I—
PMax/^ C©H ( ® — |—
PfAaxj^
PM AX
0
/w
+A
P\m + A
_'
0 - H 2D— I—
6
24 H oras
©
^Max
(Z H -C S H -H
Pvax
Figura 3-19 Diseño eficiente y Curva de carga para prestación de servicio en 24 horas
3.1.6.2
El concepto en eficiencia en la operación
El concepto de eficiencia en este caso tiene que ver con la configuración de la central, es
decir el número y potencia de los equipos de acuerdo a la demanda del sitio y la forma de
operación para cubrir la demanda en todo momento.
El concepto de eficiencia en este caso tiene que ver con la configuración de la central, es
decir el número y potencia de los equipos de acuerdo a la demanda del sitio y la forma de
operación para cubrir la demanda en todo momento.
A continuación se muestran diferentes casos de consumo de combustible de acuerdo a
una demanda y diferentes formas de cubrimiento de la misma.
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1
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Consumo de Combustible
80
60
40
20
0
1 /4
1
3 /4
1/2
Porcentaje de Carga
♦ lO O kW
■ 500 kW
A 350 kW
Figura 3-20 C o m p o rta m ie n to de c o n su m o de co m b u stib le para d ife re n te s p o tencia s
La fig u ra m u estra el c o m p o rta m ie n to de co n su m o de co m b u stib le para 3 d ife re n te s
m á q u in a s que se to m a n com o eje m plo para a te n d e r una d e m a n d a e specífica.
13
ras
"
"0
5
10
15
12-16 Horas
F igura 3-21 A p ro xim a ció n de curva de de m a n d a
159
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F e c h a d /0 2 /2 0 1 2
Existen diferentes tipos de demanda para un sitio, que depende del tipo de usuario y de la
cantidad de horas de servicio que se tomen en un día, en la figura se muestra un ejemplo
de aproximación a una curva de demanda para un período de menos de 6 horas o uno de
12 a 16 horas, donde se puede evidenciar un periodo donde la demanda es máxima y
única para un curva de demanda con 6 horas de suministro de servicio y donde se
pueden encontrar una demanda mínima y otro de demanda máxima. A su vez, existen
diferentes formas de atender esta demanda y diferentes configuraciones para la
capacidad instalada.
PMAX + A
Pi+A
Pl + A
TT--
O-
AaJ
P? + A
(TV1
L
P7 + A
Figura 3-22 Posibles Configuraciones de la central de generación
La figura muestra posibles configuraciones para la capacidad instalada, que podrían
atender la curva de demandas propuestas anteriormente, estas configuraciones son
capaces de entregar la energía pero ofrecen una baja confiabilidad del servicio.
P,/204A2>-hi
Pi / 2Q H -<£>V 2 (BACKUP)
^
© - K ID — b -
10
12-16 Horas
Figura 3-23 Diseño eficiente para una prestación de servicio de 12 - 16 horas
Si se requiere tener en cuenta la confiabilidad del servicio y asegurar una disponibilidad
adecuada, se debería usar una configuración como se muestra en la figura, donde una
máquina es capaz de atender un periodo de demanda y se necesitaría una segunda
máquina para atender el periodo restante, mientras que la tercera máquina ofrece
confiabilidad y disponibilidad del servicio.
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Rev. 01
Fecha 01/02/2012
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P m ax
0
p^ / 3
* W /3 (2 H _ííD H —
Pint
0
Pm in
€ - 2A H c ra i
©
Pmax + A
pm r + & 0
t
< 2 )-
Pmox
(?)—
I
p Max
( ¿ ) ^ —( 2 D — l—
PMíli:
(2 H -C 2 H -
Figura 3-24 Diferentes configuraciones para observar eficiencia
Finalmente, la anterior gráfica muestra una curva de demanda típica diversificada y
aproximada para un periodo de servicio de 24 horas, y además se muestran tres tipos de
configuraciones para atender esta demanda.
Tabla 3-58 Caso 1: Primera configuración 3 máquinas de 1/3 de la potencia máxima
Caso 1
Maquinas
350
350
350
Periodo de
demanda
Consumo/hora
Consumo periodo
[Galones]
kW
Mínima
25,1
gi/n
225,9
kW
Media
25,1
gi/h
225,9
kW
Máxima
25,1
gi/h
100,4
Mínima
25,1
gi/n
50,2
Total Consumo
602,4
La tabla muestra el caso donde se utilizan 3 máquinas para atender las 24 horas de
servicio, en el periodo de demanda mínima se utiliza una máquina generando a su
máxima capacidad, mientras que en el periodo de demanda máxima se utilizan las tres
máquinas a plena carga, como se muestra en la siguiente tabla que representa el
despacho de cada unidad para cada de periodo de tiempo.
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Tabla 3-59 Despacho de unidades para el periodo total de servicio
Periodo de
Demanda
Maquina
[kW]
Mínimo
Media
Máximo
Mínimo
Carga (%)
350
1
350
0
350
0
350
1
350
1
350
0
350
1
350
1
350
1
350
1
350
0
350
0
Cantidad
horas [h]
9
9
4
2
El total de consumo de las 3 máquinas en el periodo total de servicio para este caso es de
602 galones.
Tabla 3-60 Caso 2: Segunda configuración 2 máquinas, una de potencia máxima y la
segunda de potencia intermedia
Caso 2
Maquinas
Periodo
de
Demanda
Consumo/hora
Consumo periodo
1000
kW
Mínimo
23,8
gi/h
213,9
500
kW
Medio
46,87
gi/h
421,8
Máximo
71,1
gi/h
284,4
Mínimo
23,77
gi/h
47,53
Total Consumo
967,63
La tabla anterior muestra los resultados de consumo para el segundo caso de
configuración de la central, donde una máquina atiende la demanda máxima y es de la
misma capacidad de esta, y otra máquina se encarga de atender los periodos de
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
demanda media y mínima con una capacidad de generación igual a la demanda media.
La forma de despacho de esta configuración se muestra en la tabla siguiente.
Tabla 3-61 Despacho de unidades para el periodo total de servicio
Periodo de
Demanda
Mínimo
Media
Máximo
Mínimo
Maquina
Carga (%)
1000
0
500
2/3
1000
2/3
500
0
1000
1
500
0
1000
0
500
2/3
Cantidad horas
9
9
4
2
Finalmente se muestran 3 casos no eficientes, donde se utiliza de una a tres máquinas
con capacidad igual a la demanda máxima, para atender el periodo total de servicio.
163
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Tabla 3-62 Resultados de consumos de combustibles para casos no eficientes
Caso 3
Maquinas
1000
Consumo/hora
Consumo periodo
kW
27,52
gi/h
247,68
kW
48,96
gi/h
440,64
kW
71,1
gi/h
284,4
27,52
gi/h
55,04
1027,76
Total Consumo
Caso 4
Maquinas
Consumo/hora
Consumo periodo
1000
kW
20,0
gi/h
360
1000
kW
27,52
gi/h
495,36
36,4
gi/h
145,6
20,00
gi/h
80
1080,96
Total Consumo
Caso 5
Maquinas
Consumo/hora
Consumo periodo
1000
kW
20,00
gi/h
540
1000
kW
21,60
gi/h
583,2
1000
kW
27,52
gi/h
330,24
20,00
gi/h
40
Total Consumo
1493,44
La tabla anterior se muestra los resultados de consumo para cada uno de los tres casos
planteados que se dice no son eficientes. En estos casos se utilizan todas las máquinas a
una fracción de su capacidad total como sea necesario. Cabe resaltar que para el Caso 5,
se tiene una alta confiabilidad y disponibilidad del servicio pero esto se penaliza con el
alto consumo que se presenta.
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Tabla 3-63 Despacho para las configuraciones no eficientes
Caso 3
Maquina
Carga
Cantidad horas
Mínimo
1000
1/3
9
Media
1000
2/3
9
Máximo
100
1
4
Mínimo
1000
1/3
2
Maquina
Carga
Cantidad horas
1000
1 /6
1000
1 /6
1000
1/3
1000
1/3
1000
1 /2
1000
1 /2
1000
1 /6
1000
1 /6
Caso 4
Mínimo
9
Media
9
Máximo
4
Mínimo
2
Caso 5
Mínimo
Media
Máximo
Mínimo
Maquina
Carga
1000
1/9
1000
1/9
1000
1/9
1000
1/4
1000
1/4
1000
1/4
1000
1/3
1000
1/3
1000
1/3
1000
1/9
1000
1/9
1000
1/9
Cantidad horas
9
9
4
2
La tabla anterior muestra cómo se comporta el despacho de cada máquina para cada
periodo de demanda en los diferentes casos planteados.
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F e c h a d /0 2 /2 0 1 2
Por último se puede hacer una comparación del consumo de combustible para cada caso,
la siguiente figura, muestra la tendencia de consumo con respecto a la configuración
planteada.
Consumo de Combustible total por
Caso
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
# Caso
Figura 3-25 Consumo de combustible para todos los casos planteados
En el caso eficiente, la central consumiría 602 galones de combustible al día, mientras
que en el peor caso, se consumiría 1494 galones de combustible, lo que equivale a un
aumento del 148% de consumo de combustible, es decir cerca de tres veces más de
consumo de combustible diario.
3.1.7
Diseño Operacional Eficiente para los sitios visitados
A continuación se presenta el resultado de cálculos basados en diversas localidades de
Colombia en donde se analiza la situación actual de los generadores, y la operación
actual de las plantas generadoras.
Además se propone un uso eficiente de las
instalaciones actuales y una configuración ideal teniendo en cuenta las curvas de
demanda de cada zona. Cabe mencionar que el análisis se basa en las curvas de
demanda del mes de diciembre de 2010 - 2011 proporcionadas por el IPSE asumiendo
que las máquinas que operan actualmente tuvieron 100% de disponibilidad.
Las zonas no interconectadas que se van a analizar son las siguientes:
-
INIRIDA
MITU
PUERTO LEGUIZAMO
ACANDI
MIRAFLORES
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CREG
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3.1.7.1
F e c h a d /0 2 /2 0 1 2
GUARI
Inírida
El municipio de Inírida pertenece al departamento de Guainía el cual posee
aproximadamente 20000 habitantes. Según el IRSE Inírida posee un capacidad eléctrica
instalada de 5877 kW, en donde la demanda en potencia máxima registrada para el
periodo de evaluación (die. 2010 -2011) fue de 2289 kW. También se sabe que Inírida
tiene una demanda de energía mensual de 1124642 kWh, y una demanda de energía
promedio diaria de 36278 kWh. Se reporta una prestación del servicio de energía las 24
horas en promedio.
La localidad de Inírida posee los siguientes generadores de energía.
Unidad
Unidad
Unidad
Unidad
de
de
de
de
generación
generación
generación
generación
(1)
(1)
(1)
(1)
Marca
Marca
Marca
Marca
Cummins
KTA50-G9
de 1295kWe.
Cummins
KTA38-G8
de 1000kWe.
Cummins
KTA50-G3
de 1135kWe.
EMD 16-645-E4 de 2100 kWe.
En caso de emergencia se tienen un grupo electrógeno marca Cummins de 150 kW.
El generador EMD se encuentra fuera de servicio por fallas en el turbo cargador, y la
unidad Cummins KTA38-G8 de 1000 kW por horas de servicio.
La siguiente gráfica presenta la curva de demanda de energía de diciembre de 2010-2011
de Inírida:
FU E N T E C N M
Figura 3-26 Demanda energética Puerto Inírida en diciembre 2010 y 2011
167
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Teniendo en cuenta la información de la figura anterior se realizó una integración para
encontrar el tipo de demanda (Mínima, Media, Máxima) para la potencia promedio por
horas para el periodo de evaluación. La potencia máxima no se extrajo de la gráfica de
demanda si no se tuvo en cuenta la potencia máxima instantánea registrada en la
telemetría (2289 kW).
Tabla 3-64. Integración de curva de demanda de Puerto Inírida divida en secciones.
DEMANDA ELECTRICA INIRIDA (MÁXIMO 2289kW )
HORA (0-24)
TIPO DEMANDA
TIEMPO (h)
MÁXIMO (kW)
0 -6 :5 9
MÍNIMA
7
1200
7:00 -16:59
MEDIA
10
1700
1 7 :0 0 -2 1 :5 9
MAXIMA
5
2289
22:00 -22:59
MEDIA
1
1500
23:00 -2 3 :5 9
MÍNIMA
1
1250
La siguiente tabla presenta la potencia y el consumo de combustible por hora para
diversos tipos de carga en el generador (teniendo en cuenta los generadores en servicio):
Tabla 3-65. Consumo de combustible de grupos electrógenos en servicio actualmente en
Puerto Inírida.
MAQUINA 1 - KTA50-G9 1295 kWe
MAQUINA 2 - KTA50-G3 1135 kWe
% CARGA
POTENCIA (kW)
CONSUMO (gal/h)
% CARGA
POTENCIA (kW)
CONSUMO (gal/h)
100
1295
87,3
100
1000
76,6
75
971
68
75
750
58,7
50
648
47,6
50
500
41,6
25
324
29,2
25
250
23,6
3.1.7.1.1 ANALISIS 1 - Caso actual (total generadores encendidos)
El caso 1 contempla la situación actual de la localidad de Inírida y mayoría de localidades,
en donde sin importar el tipo de demanda horaria se tienen encendidos los generadores
disponibles. Con la suposición del caso 1 y asumiendo una repartición de cargas para los
equipos instalados se desarrolló el análisis de consumo de combustible diario.
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Tabla 3-66. Análisis consumo de combustible diario Inírida.
CASO REAL FUNCIONAMIENTO INIRIDA
FOT.
CONSUMO HORAS
CONF. CARGA
USADA
(gal/h)
MAQ. 2
1135
kW
TOTAL
kW
MAQ. 1
1295
kW
MAQ. 2
1135
kW
TOTAL
CONSUMO
HORA
DEMANDA
MAQ. 1
1295
kW
0 -6 :5 9
MÍNIMA
27%
75%
1201
31
59
89
626
7:00 -16:59
MEDIA
44%
100%
1705
43
77
120
1201
17:00 21:59
MAXIMA
95%
95%
2309
83
73
157
784
22:00 -22:59
MEDIA
29%
100%
1511
32
77
109
109
23:00 23:59
MÍNIMA
53%
50%
1254
50
59
109
109
TOTAL
584
2828
gal/h
galones
Total día
El análisis de la tabla anterior nos muestra que diariamente se consumen 2823 galones
que comparado con el real promedio en Inírida de 2900 galones diarios, se podría asumir
que las maquinas se operan con esta configuración de carga.
Asumiendo que el precio del galón de Diesel es de $8000,00 COR y teniendo en cuenta el
consumo de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por combustible en
Puerto Inírida tiene un valor de: $22’621.888,00 COP en promedio para el mes de
diciembre.
3.1.7.1.2 ANALISIS 2 - Caso actual optimizando el control de las maquinas
Este caso se diseñó teniendo en cuenta los grupos electrógenos instalados actualmente
en la localidad de Inírida pero optimizando su diseño en cuanto a los periodos de
operación durante el día, tratando de en la medida tener encendido un solo generador.
Tabla 3-67. Análisis consumo de combustible diario diseño óptimo Inírida.
CASO OPTIMO REAL FUNCIONAMIENTO INIRIDA
FOT.
CONSUMO HORAS
CONF. CARGA
USADA
(gal/h)
CONSUMO
HORA
DEMANDA
MAQ. 1
1295
kW
MAQ. 2
1135
kW
TOTAL
kW
MAQ. 1
1295
kW
MAQ. 2
1135
kW
TOTAL
gal/h
galones
Total día
0 -6 :5 9
MÍNIMA
93%
0%
1204
82
0
82
573
7:00 -16:59
MEDIA
70%
70%
1701
64
55
119
1192
17:00 21:59
MAXIMA
94%
94%
2284
83
73
155
776
22:00 -22:59
MEDIA
62%
62%
1507
57
50
107
107
23:00 23:59
MÍNIMA
97%
0%
1256
85
0
85
85
169
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
I
TOTAL |
I
548
|
I
2733
|
Como se observa en la tabla anterior el diseño óptimo de operación de los equipos
actualmente instalados podría reducir en 3,36% la cantidad de combustible usado por día,
en cifras el sistema podría ahorrarse 94 galones de combustible diarios.
Asumiendo que elprecio del galón de Diesel es de $8000,00 COP y teniendo en cuenta el
consumo de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por combustible en
Puerto Inírida con el diseño optimo tiene un valor de: $21’867.648,00 COP en promedio
para el mes de diciembre. Y comparado con el diseño actual (caso 1) se estaría
ahorrando cerca de $754.240,00 COP diarios y cerca de $275’297.600,00 COP por año
que podrían servir para la compra de nuevos equipos electrógenos.
3.1.7.1.3 ANALISIS 3 - Diseño eficiente teniendo en cuenta la demanda eléctrica
Con la curva de demanda y teniendo en cuenta la información de la tabla 1 es posible
diseñar el sistema con grupos electrógenos que suplan eficientemente los diferentes tipos
de demanda. El término de eficiencia en grupos electrógenos es basado en que a medida
que se disminuye el porcentaje de carga impuesta en el generador, el consumo de
combustible específico (g/kWh o gal/h) tiende aumentar. Esto quiere decir que se va a
consumir mayor cantidad de combustible trabajando el motor en 50% de carga que en
100% para alcanzar una misma cantidad de energía. La eficiencia se puede explicar con
la siguiente curva de un motor diesel de 100 kW:
Consumption
Fuel Consumption
í
O
5
Consumption at 1/2 3.9
load
gallons/hour
Consumption at 3/4 5.1
load
gallons/hour
Consumption at full
load load
6.1
gallons/hour
2 .9
0%
25<
50%
75%
100%
Percent Load
Figura 3-27 Eficiencia de motor diesel de generación de energía en términos de consumo
de combustible. Fuente: http://www.generatorsales.com/order/09152.asp?page=9152
Teniendo en cuenta la eficiencia y la demanda en los diversos periodos se diseñó el
siguiente sistema para satisfacer energéticamente Puerto Inírida.
Se debería instalar dos máquinas de 500 kW y una máquina de 1295 kW repartidos de la
siguiente manera. La demanda mínima se va a satisfacer con el generador de 1295 kW, la
demanda media con el generador de 1295 kW y uno de los generadores de 500 kW, y la
170
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
F e c h a d /0 2 /2 0 1 2
demanda máxima se satisface trabajando con carga máxima los tres generadores.
Además se propone tener disponible una (1) unidad de 1295 kW y una (1) unidad de 500
kW en caso de emergencia o que alguno de los equipos principales quede fuera de
servicio o entre en mantenimiento.
Tabla 3-68. Análisis de consumo de combustible con diseño eficiente de grupos
electrógenos.
CASO EFICIENTE FUNCIONAMIENTO INIRIDA
CONF. CARGA
FOT.
USADA
MAQ. 1
MAQ.
2
MAQ.
3
TOTAL
MAQ. 1
MAQ.
2
MAQ.
3
CONSUMO HORAS (gal/h)
CONSUMO
TOTAL
galones
HORA
DEMANDA
1295
kW
500
kW
500
kW
KW
1295
kW
500
kW
500
kW
TOTAL
DIA
0 -6 :5 9
MÍNIMA
93%
0%
0%
1204
82
0
0
82
573
7:00-16:59
MEDIA
95%
95%
0%
1705
83
33
0
117
1168
17:00 21:59
MAXIMA
100%
99%
100%
2290
87
35
35
157
785
22:00 -22:59
MEDIA
100%
50%
0%
1545
87
19
0
106
106
23:00 23:59
MÍNIMA
97%
0%
0%
1256
85
0
0
85
85
TOTAL
547
2717
gal/h
Como se observa en la tabla 5 el diseño óptimo de operación de los equipos actualmente
instalados podría reducir en 3,9% la cantidad de combustible usado por día, en cifras el
sistema podría ahorrarse 94 galones de combustible diarios.
Asumiendo que el precio del galón de Diesel es de $8000,00 COP y teniendo en cuenta el
consumo de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por combustible en
Puerto Inírida con el diseño eficiente tiene un valor de: $21737.888,00 C O P en promedio
para el mes de diciembre. Y comparado con el diseño actual (caso 1) se estaría
ahorrando cerca de $884.000,00 COP diarios y cerca de $322’660.000,00 COP por año.
3.1.7.2
Mitu
El municipio de Mitú pertenece al departamento de Vaupés el cual posee
aproximadamente 30000 habitantes. Según el IPSE Mitú posee un capacidad eléctrica
instalada de 2250 kW, en donde la demanda en potencia máxima registrada para el
periodo de evaluación (die. 2010 -2011) fue de 1668 kW. También se sabe que Mitú tiene
una demanda de energía mensual de 744184 kWh, y una demanda de energía promedio
diaria de 24005 kWh. Se reporta una prestación del servicio de energía por 23,75 horas
en promedio.
La localidad de Mitú posee los siguientes generadores de energía.
171
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS
Rev. 01
Fecha: 01/02/2012
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
Unidad de generación (3) Marca Cummins DQCB de 680 kWe.
Unidad de generación (1) Marca Cummins KTA50-G9 de 1295 kWe.
Unidad de generación (1) marca Cummins 1600 kW, fuera de servicio.
La siguiente gráfica presenta la curva de demanda de energía de diciembre de 2010-2011
de Mitú:
PITENTE CNM
Figura 3-28 Demanda energética Mitú diciembre 2010 y 2011
Teniendo en cuenta la información de la figura anterior se realizó una integración para
encontrar el tipo de demanda (Mínima, Media, Máxima) para la potencia promedio por
horas para el periodo de evaluación. La potencia máxima no se extrajo de la gráfica de
demanda si no se tuvo en cuenta la potencia máxima instantánea registrada en la
telemetría (1700 kW).
Tabla 3-69. Integración de curva de demanda en Mitú.
DEMANDA ELECTRICA MITU (MÁXIMO 1700kW)
HORA (0-24)
TIPO DEMANDA
TIEMPO (h)
MÁXIMO (kW)
0 :0 0 -5 :5 9
MÍNIMA
6
800
7:00 -16:59
MEDIA
11
1100
1 7 :0 0 -2 1 :5 9
MAXIMA
5
1700
22:00 -22:59
MEDIA
1
1000
23:00 -2 3 :5 9
MÍNIMA
1
800
172
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
La siguiente tabla presenta la potencia y el consumo de combustible por hora para
diversos tipos de carga en el generador (teniendo en cuenta los generadores en servicio):
Tabla 3-70. Consumo de combustible de grupos electrógenos en servicio actualmente en
Mitú.
MAQUINA 1,2,3 - CUMMINS DQCB 680 kWe
MAQUINA 4 - KTA50 G9 1295 kWe
% CARGA
POTENCIA (kW)
CONSUMO (gal/h)
% CARGA
POTENCIA (kW)
CONSUMO (gal/h)
100
680
48
100
1295
87,3
75
510
36,5
75
971
68
50
340
25
50
648
48
25
170
15
25
324
29
3.1.7.2.1 ANALISIS 1 - Caso actual (total generadores encendidos)
El caso 1 contempla la situación actual de la localidad de Mitú, en donde sin importar el
tipo de demanda horaria se tienen encendidos los generadores disponibles. Con la
suposición del casol y asumiendo una repartición de cargas para los equipos instalados
se desarrolló el análisis de consumo de combustible diario.
Tabla 3-71. Análisis consumo de combustible diario Mitú
CASO REAL FUNCIONAMIENTO MITU
CONF. CARGA
POT. USO
CONSUMO HORAS (gal/h)
CONSUMO
MAQ 1
MAQ 2
MAQ 3
MAQ 4
TOTAL
MAQ 1
MAQ 2
MAQ 3
MAQ 4
TOTAL
galones
HORA
DEMANDA
680 kW
680 kW
680 kW
1295 kW
kW
680 kW
680 kW
680 kW
1295 kW
TOTAL
TOTAL DIA
0-5:59
MÍNIMA
25%
25%
25%
25%
834
15
15
15
29
74
445
7-16:59
MEDIA
33%
33%
33%
33%
1101
18
18
18
35
90
987
17-21:59
MAXIMA
50%
50%
50%
53%
1706
25
25
25
50
125
625
22-22:59
MEDIA
30%
30%
30%
30%
1001
17
17
17
33
84
84
23-23:59
MÍNIMA
25%
25%
25%
25%
834
15
15
15
29
74
74
TOTAL
447
2215
El análisis de la tabla anterior nos muestra que diariamente se consumen 2215 galones
que comparado con el real promedio en Mitú de 2000 galones diarios, se podría asumir
que las maquinas se operan con esta configuración de carga.
Asumiendo que el precio del galón de Diesel es de $8000,00 COP y teniendo en cuenta el
consumo de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por combustible en Mitú
tiene un valor de: $17720.704,00 C O P en promedio para el mes de diciembre.
173
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
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3.1.7.2.2 ANALISIS 2 - Caso actual optimizando el control de las maquinas
Este caso se diseñó teniendo en cuenta los grupos electrógenos instalados actualmente
en la localidad de Mitú pero optimizando su diseño en cuanto a los periodos de operación
durante el día, tratando de en la medida tener encendido un solo generador.
Tabla 3-72. Análisis consumo de combustible diario diseño óptimo Mitú.
CASO OPTIMO REAL FUNCIONAMIENTO MITU
CONF. CARGA
POT. USO
MAQ 1
MAQ 2
MAQ 3
MAQ 4
CONSUMO HORAS (gal/h)
CONSUMO
TOTAL
MAQ 1
MAQ 2
MAQ 3
MAQ 4
TOTAL
galones
HORA
DEMANDA
680 kW
680 kW
680 kW
1295 kW
kW
680 kW
680 kW
680 kW
1295 kW
TOTAL
TOTAL DIA
0-5:59
MÍNIMA
0%
0%
0%
62%
803
0
0
0
57
57
344
7-16:59
MEDIA
0%
0%
0%
85%
1101
0
0
0
76
76
833
17-21:59
MAXIMA
60%
0%
0%
100%
1703
30
0
0
87
117
585
22-22:59
MEDIA
0%
0%
0%
78%
1010
0
0
0
70
70
70
23-23:59
MÍNIMA
0%
0%
0%
62%
803
0
0
0
57
57
57
TOTAL
378
1889
Como se observa en la tabla 9 el diseño óptimo de operación de los equipos actualmente
instalados podría reducir en 14,7% la cantidad de combustible usado por día, en cifras el
sistema podría ahorrarse 326 galones de combustible diarios.
Asumiendo que el precio del galón de Diesel es de $8000,00 COP y teniendo en cuenta el
consumo de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por combustible en Mitú
con el diseño optimo tiene un valor de: $15’115.840,00 COP en promedio para el mes de
diciembre. Y comparado con el diseño actual (caso 1) se estaría ahorrando cerca de
$2.604.864,00 COP diarios y cerca de $950775.360,00 COP por año que podrían servir
para la compra de nuevos equipos electrógenos.
3.1.7.2.3 ANALISIS 3 - Diseño eficiente teniendo en cuenta la demanda eléctrica
Con la curva de demanda y teniendo en cuenta la información de la tabla 6 es posible
diseñar el sistema con grupos electrógenos que suplan eficientemente los diferentes tipos
de demanda en Mitú.
Se debería instalar una (1) máquina de 300 kW y dos máquinas de 800 kW repartidos de
la siguiente manera. La demanda mínima se va a satisfacer con el generador de 800 kW,
la demanda media con un generador de 300 kW y uno de 800 kW trabajando a carga
plena, y la demanda máxima se satisface trabajando con carga alta los tres generadores.
Además se propone tener disponible una (1) unidad de 300 kW y una (1) unidad de 800
kW en caso de emergencia o que alguno de los equipos principales quede fuera de
servicio o entre en mantenimiento.
174
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Tabla 3-73. Análisis de consumo de combustible con diseño eficiente de grupos
electrógenos.
CASO EFICIENTE FUNCIONAMIENTO MITU
CONF. CARGA
POT. USADA
CONSUMO HORAS (gal/h)
CONSUMO
MAQ. 1
MAQ. 2
MAQ. 3
TOTAL
MAQ. 1
MAQ. 2
MAQ. 3
TOTAL
galones
HORA
DEMANDA
300 kW
800 kW
800 kW
kW
300 kW
800 kW
800 kW
gal/h
TOTAL DIA
0-5:59
MÍNIMA
0%
98%
0%
807
0
48
0
48
285
7-16:59
MEDIA
100%
100%
0%
1123
23
49
0
72
791
17-21:59
MAXIMA
88%
88%
88%
1712
20
43
43
105
527
22-22:59
MEDIA
90%
90%
0%
1011
20
43
0
63
63
23-23:59
MÍNIMA
0%
98%
0%
807
0
48
0
48
48
TOTAL
335
1714
Como se observa en la tabla 5 el diseño óptimo de operación de los equipos actualmente
instalados podría reducir en 22,64% la cantidad de combustible usado por día, en cifras el
sistema podría ahorrarse 500 galones de combustible diarios.
Asumiendo que el precio del galón de Diesel es de $8000,00 COP y teniendo en cuenta el
consumo de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por combustible en Mitú
con el diseño eficiente tiene un valor de: $13708.528,00 COP en promedio para el mes
de diciembre. Y comparado con el diseño actual (caso 1) se estaría ahorrando cerca de
$4’012.000,00 COP diarios y cerca de $1’464.444.240,00 COP por año.
3.1.7.3
Guapi
El municipio de Guapi pertenece al departamento de Cauca el cual posee
aproximadamente 30000 habitantes. Según el IRSE Guapi posee un capacidad eléctrica
instalada de 3675 kW, en donde la demanda en potencia máxima registrada para el
periodo de evaluación (die. 2010 -2011) fue de 1755 kW. También se sabe que Guapi
tiene una demanda de energía mensual de 720627 kWh, y una demanda de energía
promedio diaria de 23246 kWh. Se reporta una prestación del servicio de energía por 20
horas en promedio.
La localidad de Guapi posee los siguientes generadores de energía.
Unidad de generación (1) Marca EMD de 1600 kW, fuera de servicio.
Unidad de generación (3) Marca MTU de 500 kWe.
Unidad de generación (1) marca Cummins KTA38-G5 de 800 kW.
La siguiente gráfica presenta la curva de demanda de energía de diciembre de 2010-2011
de Guapi:
175
CREG
Doc. AN-USA-882-03
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
Fecha'oi/OZ/ZOIZ
Figura 3-29 Demanda energética en Guapi diciembre 2010 y 2011
Teniendo en cuenta la información de la figura anterior se realizó una integración para
encontrar el tipo de demanda (Mínima, Media, Máxima) para la potencia promedio por
horas para el periodo de evaluación. La potencia máxima no se extrajo de la gráfica de
demanda si no se tuvo en cuenta la potencia máxima instantánea registrada en la
telemetría (1755 kW).
Tabla 3-74. Integración curva de demanda de energía municipio de Guapi.
DEMANDA ELECTRICA GUARI (MÁXIMO 1750kW)
HORA (0-24)
TIPO DEMANDA
TIEMPO (h)
MÁXIMO (kW)
0 -0 0 :5 9
MEDIA
1
800
1:00-6:59
MÍNIMA
6
400
7 :0 0 -8 :0 0
MEDIA
1
600
8:00 -17:59
MEDIA
10
1300
1 8 :0 0 -2 1 :5 9
MÁXIMA
4
1750
22:00 -2 3 :5 9
MEDIA
2
1200
La siguiente tabla presenta la potencia y el consumo de combustible por hora para
diversos tipos de carga en el generador (teniendo en cuenta los generadores en servicio):
176
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
£ ^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Tabla 3-75. Consumo de combustible de grupos electrógenos en servicio actualmente en
Guapi.
MAQUINA 1 - CUMMINS KTA38-G5 800 kWe
MAQUINA 2,3,4 - MTU 500 kWe
% CARGA
POTENCIA (kW)
CONSUMO (gal/h)
% CARGA
POTENCIA (kW)
CONSUMO (gal/h)
100
800
52,65
100
500
35
75
600
41,01
75
375
26,9
50
400
28,71
50
250
18,6
25
200
17,61
25
125
16,5
3.1.7.3.1 ANALISIS 1 - Caso actual (total generadores encendidos)
El caso 1 contempla la situación actual de la localidad de Guapi, en donde sin importar el
tipo de demanda horaria se tienen encendidos los generadores disponibles. Con la
suposición del casol y asumiendo una repartición de cargas para los equipos instalados
se desarrolló el análisis de consumo de combustible diario.
Tabla 3-76. Análisis consumo de combustible diario Guapi
CASO REAL FUNCIONAMIENTO GUARI
CONF. CARGA
POT. USO
CONSUMO HORAS (gal/h)
CONSUMO
MAQ 1
MAQ 2
MAQ 3
MAQ 4
TOTAL
MAQ 1
MAQ 2
MAQ 3
MAQ 4
TOTAL
galones
HORA
DEMANDA
800 kW
500 kW
500 kW
500 kW
kW
800 kW
500 kW
500 kW
500 kW
gal/h
Total día
0 - 00:59
MEDIA
25%
50%
50%
25%
825
18
19
19
17
71
71
1-6:59
MÍNIMA
25%
25%
25%
25%
575
18
17
17
17
67
403
7- 7:59
MEDIA
25%
30%
25%
25%
600
18
17
17
17
68
68
8-17:59
MEDIA
75%
50%
50%
50%
1350
41
19
19
19
97
968
18-21:59
MÁXIMA
80%
75%
75%
75%
1765
43
27
27
27
124
496
22-23:59
MEDIA
50%
75%
50%
50%
1275
29
27
19
19
93
186
TOTAL
520
2191
El análisis de la tabla 13 nos muestra que diariamente se consumen 2191 galones que
comparado con real promedio en Guapi de 1600 galones diarios, no es congruente debido
a que no se sabe la disponibilidad durante todo el año y por otro lado se está asumiendo
que las máquinas están operando las 24 horas del día. Por la cantidad de habitantes se
deberían estar gastando unos 2000 galones diarios para la producción de energía
actualmente.
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
F e c h a d /0 2 /2 0 1 2
Conociendo que el precio del galón de Diesel se vende a la central en $7669,56 COR y
teniendo en cuenta el consumo de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por
combustible en Guapi tiene un valor de: $16’807.148,00 COP en promedio para el mes de
diciembre.
3.1.7.3.2 ANALISIS 2 - Caso actual optimizando el control de las maquinas
Este caso se diseñó teniendo en cuenta los grupos electrógenos instalados actualmente
en la localidad de Guapi pero optimizando su diseño en cuanto a los periodos de
operación durante el día, tratando de en la medida tener encendido un solo generador.
Tabla 3-77. Análisis consumo de combustible diario diseño óptimo Guapi
CASO OPTIMO REAL FUNCIONAMIENTO GUAPI
CONF. CARGA
POT. USO
CONSUMO HORAS (gal/h)
CONSUMO
MAQ 1
MAQ 2
MAQ 3
MAQ 4
TOTAL
MAQ 1
MAQ 2
MAQ 3
MAQ 4
TOTAL
galones
HORA
DEMANDA
800 kW
500 kW
500 kW
500 kW
kW
800 kW
500 kW
500 kW
500 kW
gal/h
Total día
0 - 00:59
MEDIA
100%
0%
0%
0%
800
53
0
0
0
53
53
1-6:59
MÍNIMA
0%
80%
0%
0%
400
0
29
0
0
29
171
7- 7:59
MEDIA
75%
0%
0%
0%
600
41
0
0
0
41
41
8-17:59
MEDIA
100%
100%
0%
0%
1300
53
35
0
0
88
877
18-21:59
MÁXIMA
100%
96%
96%
0%
1760
53
34
34
0
120
480
22-23:59
MEDIA
93%
93%
0%
0%
1209
49
33
0
0
82
164
TOTAL
412
1786
Como se observa en la tabla 14 el diseño óptimo de operación de los equipos
actualmente instalados podría reducir en 18,51% la cantidad de combustible usado por
día, en cifras el sistema podría ahorrarse 406 galones de combustible diarios.
Conociendo el precio del galón de Diesel $7669,59 COP y teniendo en cuenta el consumo
de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por combustible en Guapi con el
diseño optimo tiene un valor de: $13’695.979,00 COP en promedio para el mes de
diciembre. Y comparado con el diseño actual (caso 1) se estaría ahorrando cerca de
$3.111.169,00 COP diarios y cerca de $1’135.576.638,00 COP por año que podrían servir
para la compra de nuevos equipos electrógenos.
3.1.7.3.3 ANALISIS 3 - Diseño eficiente teniendo en cuenta la demanda eléctrica
Con la curva de demanda y teniendo en cuenta la información de la tabla 11 es posible
diseñar el sistema con grupos electrógenos que suplan eficientemente los diferentes tipos
de demanda en Guapi.
Se debería instalar dos (2) máquinas de 400 kW y una (1) máquina de 1000 kW repartidos
de la siguiente manera. La demanda mínima se va a satisfacer con un generador de 400
kW, la demanda media con los dos generadores de 400 kW trabajando a carga plena, y la
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INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
F e c h a d /0 2 /2 0 1 2
demanda máxima se satisface trabajando con carga alta los tres generadores. Además se
propone tener disponible una (1) unidad de 400 kW y una (1) unidad de 1000 kW en caso
de emergencia o que alguno de los equipos principales quede fuera de servicio o entre en
mantenimiento.
Tabla 3-78. Análisis de consumo de combustible con diseño eficiente de grupos
electrógenos
CASO EFICIENTE FUNCIONAMIENTO GUARI
POT.
USADA
CONF. CARGA
CONSUMO HORAS (gal/h)
CONSUMO
MAQ. 1
MAQ. 2
MAQ. 3
TOTAL
MAQ. 1
MAQ. 2
MAQ. 3
TOTAL
galones
HORA
DEMANDA
400 kW
400 kW
1000 kW
MAQ. kW
400 kW
400 kW
1000 kW
gal/h
TOTAL DIA
0 - 00:59
MEDIA
100%
100%
0%
800
28
28
0
57
57
1-6:59
MÍNIMA
10 0 %
0%
0%
400
28
0
0
28
170
7- 7:59
MEDIA
75%
75%
0%
600
22
22
0
43
43
8-17:59
MEDIA
93%
0%
93%
1302
26
0
59
86
859
18-21:59
MÁXIMA
94%
94%
100%
1752
27
27
63
117
468
22-23:59
MEDIA
86%
0%
86%
1204
25
0
56
80
160
TOTAL
411
1758
Como se observa en la tabla 15 el diseño óptimo de operación de los equipos
actualmente instalados podría reducir en 19,79% la cantidad de combustible usado por
día, en cifras el sistema podría ahorrarse 434 galones de combustible diarios.
Conociendo el precio del galón de Diesel $7669,56 COP y teniendo en cuenta el consumo
de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por combustible en Guapi con el
diseño eficiente tiene un valor de: $13’481.675,00 COP en promedio para el mes de
diciembre. Y comparado con el diseño actual (caso 1) se estaría ahorrando cerca de
$3’325.472,00 COP diarios y cerca de $1’213.797.407,00 COP por año.
3.1.7.4 Acandí
El municipio de Acandí pertenece al departamento de Choco el cual posee
aproximadamente 9922 habitantes. Según el IRSE Guapi posee un capacidad eléctrica
instalada de 3000 kW, en donde la demanda en potencia máxima registrada para el
periodo de evaluación (die. 2010 -2011) fue de 645 kW. También se sabe que Guapi tiene
una demanda de energía mensual de 226435 kWh, y una demanda de energía promedio
diaria de 7304 kWh. Se reporta una prestación del servicio de energía por 17,86 horas en
promedio.
La localidad de Acandí posee los siguientes generadores de energía.
Unidad de generación (3) Marca Cummins de 910 kWe.
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De los grupos electrógenos dos están fuera de servicio. Un generador presenta fallas en
el cigüeñal y otro equipo esta nuevo y no se ha instalado.
La siguiente gráfica presenta la curva de demanda de energía de diciembre de 2010-2011
de Acandí:
F IE N T E C N M
Figura 3-30 Demanda eléctrica municipio de Acandí
Teniendo en cuenta la información de la figura anterior se realizó una integración para
encontrar el tipo de demanda (Mínima, Media, Máxima) para la potencia promedio por
horas para el periodo de evaluación. La potencia máxima no se extrajo de la gráfica de
demanda si no se tuvo en cuenta la potencia máxima instantánea registrada en la
telemetría (645 kW).
Tabla 3-79. Integración curva de demanda eléctrica municipio de Acandí
DEMANDA ELECTRICA ACANDI (MÁXIMO 645 kW)
HORA (0-24)
TIPO DEMANDA
TIEMPO (h)
MÁXIMO (kW)
0 -1 :5 9
MEDIA
2
350
2 :0 0 -3 :5 9
MÍNIMA
2
100
8 :0 0 -8 :5 9
MÍNIMA
1
150
9:00 -16:59
MEDIA
9
375
17:00 -2 0 :5 9
MÁXIMA
4
645
21:00 -2 3 :5 9
MEDIA
2
450
La siguiente tabla presenta la potencia y el consumo de combustible por hora para
diversos tipos de carga en el generador (teniendo en cuenta los generadores en servicio):
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Tabla 3-80. Consumo de combustible de grupos electrógenos en servicio actualmente en
Acandí
MAQUINA 1 - CUMMINS KTA38-G3 910 kWe
% CARGA
POTENCIA (kW)
CONSUMO (gal/h)
100
910
57,2
75
683
44,3
50
455
31,4
25
228
19,4
3.1.7.4.1 ANALISIS 1 - Caso actual (total generadores encendidos)
El caso 1 contempla la situación actual de la localidad de Acandí, en donde sin importar el
tipo de demanda horaria se tienen encendidos los generadores disponibles. Con la
suposición del casol y asumiendo una repartición de cargas para los equipos instalados
se desarrolló el análisis de consumo de combustible diario.
Tabla 3-81. Análisis consumo de combustible diario Acandí.
CASO REAL FUNCIONAMIENTO ACANDÍ
CONF. CARGA
POT. USO
CONSUMO HORAS (gal/h)
MAQUINA 1
TOTAL
MAQUINA 1
CONSUMO (gal/h)
galones
HORA
DEMANDA
910 kW
kW
910 kW
TOTAL
TOTAL DIARIO
0 - 1 :59
MEDIA
0,39
355
26
26
52
2:00 -3:59
MÍNIMA
0,11
100
9
9
17
8:00 - 8:59
MÍNIMA
0,17
155
13
13
13
9:00-16:59
MEDIA
0,42
382
28
28
248
17:00-20:59
MÁXIMA
0,71
646
42
42
169
21:00-23:59
MEDIA
0,5
455
31
31
63
TOTAL
149
562
El análisis de la tabla anterior nos muestra que diariamente se consumen 562 galones
que comparado con real promedio en Acandí de 850 galones diarios, no es congruente
debido a que no se sabe la disponibilidad durante todo el año. Es posible que para el
periodo evaluado haya habido racionamiento de electricidad, esto explicaría el menor
consumo de combustible.
Asumiendo que el precio del galón Diesel se vende a la central en $8000,00 COP y
teniendo en cuenta el consumo de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por
combustible en Guapi tiene un valor de: $4’498.304,00 COP en promedio para el mes de
diciembre.
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3.1.7.4.2 ANALISIS 2 - Caso actual optimizando el control de las maquinas
Debido a que solo se tiene un grupo electrógeno actualmente en funcionamiento el
anterior análisis ya representa la mejor forma de operar este generador.
3.1.7.4.3 ANALISIS 3 - Diseño eficiente teniendo en cuenta la demanda eléctrica
Con la curva de demanda y teniendo en cuenta la información de la tabla 16 es posible
diseñar el sistema con grupos electrógenos que suplan eficientemente los diferentes tipos
de demanda en Acandí.
Se debería instalar una (1) máquina de 150 kW, una (1) máquina de 250 kW, y una (1)
máquina de 500 kW repartidos de la siguiente manera. La demanda mínima se va a
satisfacer con un generador de 150 kW, la demanda media con los dos generadores de
150 kW y 250 kW trabajando a carga plena, y la demanda máxima se satisface trabajando
con carga alta los tres generadores. Además se propone tener disponible una (1) unidad
de cada grupo electrógeno en caso de emergencia o que alguno de los equipos
principales quede fuera de servicio o entre en mantenimiento.
Tabla 3-82. Análisis de consumo de combustible con diseño eficiente de grupos
electrógenos.
CASO EFICIENTE FUNCIONAMIENTO ACANDÍ
CONF. CARGA
POT. USADA
CONSUMO HORAS (gal/h)
CONSUMO
MAQ. 1
MAQ. 2
MAQ. 3
TOTAL
MAQ. 1
MAQ. 2
MAQ. 3
TOTAL
galones
HORA
DEMANDA
150 kW
250 kW
500 kW
MAQ. kW
150 kW
250 kW
500 kW
gal/h
TOTAL DIA
0 - 1 :59
MEDIA
100%
100%
0%
400
9
15
0
24
48
2-3:59
MÍNIMA
75%
0%
0%
112,5
7
0
0
7
14
8-8:59
MÍNIMA
10 0 %
0%
0%
150
9
0
0
9
9
9-16:59
MEDIA
94%
94%
0%
376
8
14
0
23
203
17-20:59
MÁXIMA
10 0 %
0%
100%
650
9
0
33
42
166
21-23:59
MEDIA
0%
0%
90%
450
0
0
28
28
56
TOTAL
132
496
Como se observa en la tabla 20 el diseño óptimo de operación de los equipos
actualmente instalados podría reducir en 11,79% la cantidad de combustible usado por
día, en cifras el sistema podría ahorrarse 66 galones de combustible diarios.
Asumiendo el precio del galón Diesel en $8000,00 COP y teniendo en cuenta el consumo
de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por combustible en Guapi con el
diseño eficiente tiene un valor de: $3’967.594,00 COP en promedio para el mes de
diciembre. Y comparado con el diseño actual (caso 1) se estaría ahorrando cerca de
$530.710,00 COP diarios y cerca de $193709.296,00 COP por año.
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Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS
Rev. 01
Fecha: 01/02/2012
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
3.1.7.5
Miraflores
El municipio de Miraflores pertenece al departamento de Guaviare el cual posee
aproximadamente 13100 habitantes. Según el IRSE Miraflores posee un capacidad
eléctrica instalada de 320 kW, en donde la demanda en potencia máxima registrada para
el periodo de evaluación (die. 2010 -2011) fue de 215 kW. También se sabe que
Miraflores tiene una demanda de energía mensual de 21486 kWh, y una demanda de
energía promedio diaria de 643 kWh. Se reporta una prestación del servicio de energía
por 4 horas en promedio.
La localidad de Miraflores posee los siguientes generadores de energía.
Unidad de generación (2) Detroit Diesel de 500 kW.
Unidad de generación (1) Caterpillar de 400 kW.
La siguiente gráfica presenta la curva de demanda de energía de diciembre de 2010-2011
de Miraflores:
FU ENTE CNM
Figura 3-31 Demanda energética Miraflores diciembre 2010 y 2011
Teniendo en cuenta la información de la figura anterior se realizó una integración para
encontrar el tipo de demanda (Mínima, Media, Máxima) para la potencia promedio por
horas para el periodo de evaluación. La potencia máxima no se extrajo de la gráfica de
demanda si no se tuvo en cuenta la potencia máxima instantánea registrada en la
telemetría (215 kW).
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INFORME FINAL-ESTUDIOS EN ZNI____________________________________________________ ^ 0 1 / 0 2 / 2 0 1 2
Tabla 3-83. Integración curva de demanda de energía municipio de Miraflores.
DEMANDA ELECTRICA MIRAFLORES (MÁXIMO 215kW )
HORA (0-24)
TIPO DEMANDA
TIEMPO (h)
MÁXIMO (kW)
0 -1 :5 9
MÍNIMA
2
10
12:00 -13:59
MEDIA
2
120
16:00 -1 7 :5 9
MÍNIMA
2
10
18:00 -21:59
MÁXIMA
4
215
22:00 -2 3 :5 9
MEDIA
2
100
La siguiente tabla presenta la potencia y el consumo de combustible por hora para
diversos tipos de carga en el generador (teniendo en cuenta los generadores en servicio):
Tabla 3-84. Consumo de combustible de grupos electrógenos en servicio actualmente en
Miraflores.
MAQUINA 1,2 - Detroit 500 kWe
% CARGA
POTENCIA (kW)
CONSUMO (gal/h)
100
500
32,8
75
375
21,3
50
250
16,1
25
125
12,3
3.1.7.5.1 ANALISIS 1 - Caso actual (total generadores encendidos)
El caso 1 contempla la situación actual de la localidad de Miraflores, en donde sin
importar el tipo de demanda horaria se tienen encendidos los generadores disponibles.
Con la suposición del casol y asumiendo una repartición de cargas para los equipos
instalados se desarrolló el análisis de consumo de combustible diario.
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Tabla 3-85. Análisis consumo de combustible diario Miraflores.
CASO REAL FUNCIONAMIENTO MIRAFLORES
CONF. CARGA
POT. USADA
CONSUMO HORAS (gal/h)
CONSUMO
MAQ. 1
MAQ. 2
TOTAL
MAQ. 1
MAQ. 2
TOTAL
galones
HORA
DEMANDA
500 kW
500 kW
MAQUINAS kW
500 kW
500 kW
gal/h
Total día
0 -1 :5 9
MÍNIMA
2%
2%
20
1
1
2
4
12:00-13:59
MEDIA
12%
12 %
120
6
6
12
24
16:00-17:59
MÍNIMA
2%
2%
20
1
1
2
4
18:00-21:59
MÁXIMA
22%
22%
220
11
11
22
87
22:00 - 23:59
MEDIA
12%
12%
120
6
6
12
24
TOTAL
49
142
El análisis de la tabla anterior nos muestra que diariamente se consumen 142 galones
que comparado con real promedio en Miraflores de 147 galones diarios, por lo que se
puede asumir que el diseño anterior se ajusta a la operación de generadores en
Miraflores.
Asumiendo que el precio del galón Diesel se vende a la central en $8000,00 COP y
teniendo en cuenta el consumo de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por
combustible en Miraflores tiene un valor de: $ 1 ’133.568,00 COP en promedio para el mes
de diciembre.
3.1.7.5.2 ANALISIS 2 - Caso actual optimizando el control de las maquinas
Este caso se diseñó teniendo en cuenta los grupos electrógenos instalados actualmente
en la localidad de Miraflores pero optimizando su diseño en cuanto a los periodos de
operación durante el día, tratando de en la medida tener encendido un solo generador.
Tabla 3-86. Análisis consumo de combustible diario diseño óptimo Miraflores.
CASO OPTIMO REAL FUNCIONAMIENTO MIRAFLORES
CONF. CARGA
POT. USADA
CONSUMO HORAS (gal/h)
CONSUMO
MAQ. 1
MAQ. 2
TOTAL
MAQ. 1
MAQ. 2
TOTAL
Galones
HORA
DEMANDA
500 kW
500 kW
MAQUINAS kW
500 kW
500 kW
gal/h
Total día
0 -1 :5 9
MÍNIMA
2%
0%
10
1
0
1
2
12:00-13:59
MEDIA
24%
0%
120
12
0
12
24
16:00-17:59
MÍNIMA
2%
0%
10
1
0
1
2
18:00-21:59
MÁXIMA
43%
0%
215
15
0
15
60
22:00 - 23:59
MEDIA
20%
0%
100
10
0
10
20
TOTAL
39
107
185
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Como se observa en la tabla 23 el diseño óptimo de operación de los equipos
actualmente instalados podría reducir en 24,22% la cantidad de combustible usado por
día, en cifras el sistema podría ahorrarse 34 galones de combustible diarios.
Asumiendo el precio del galón Diese en $8000,00 COP y teniendo en cuenta el consumo
de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por combustible en Miraflores con
el diseño óptimo tiene un valor de: $859.000,00 COP en promedio para el mes de
diciembre. Y comparado con el diseño actual (caso 1) se estaría ahorrando cerca de
$274.560,00 COP diarios y cerca de $100.214.000,00 COP por año que podrían servir
para la compra de nuevos equipos electrógenos.
3.1.7.5.3 ANALISIS 3 - Diseño eficiente teniendo en cuenta la demanda eléctrica
Con la curva de demanda y teniendo en cuenta la información de la tabla 20 es posible
diseñar el sistema con grupos electrógenos que suplan eficientemente los diferentes tipos
de demanda en Miraflores.
Se debería instalar dos (2) máquinas de 100 kW y una (1) máquina de 20 kW repartidos
de la siguiente manera. La demanda mínima se va a satisfacer con un generador de 20
kW, la demanda media con un generador de 20 kW y otro de 100 kW trabajando a carga
plena, y la demanda máxima se satisface trabajando con carga alta los tres generadores.
Además se propone tener disponible una (1) unidad de 20 kW y una (1) unidad de 100 kW
en caso de emergencia o que alguno de los equipos principales quede fuera de servicio o
entre en mantenimiento.
Tabla 3-87. Análisis de consumo de combustible con diseño eficiente de grupos
electrógenos
CASO EFICIENTE FUNCIONAMIENTO MIRAFLORES
CONF. CARGA
POT. USADA
CONSUMO HORAS (gal/h)
CONSUMO
MAQ. 1
MAQ. 2
MAQ. 3
TOTAL
MAQ. 1
MAQ. 2
MAQ. 3
TOTAL
galones
HORA
DEMANDA
20 kW
100 kW
100 kW
kW
20 kW
100 kW
100 kW
gal/h
Total día
0 -1 :59
MÍNIMA
50%
0%
0%
10
0,7
0
0
0,74
1
12-13:59
MEDIA
100%
10 0 %
0%
120
1,4
6,1
0
7,54
15
16- 17:59
MÍNIMA
50%
0%
0%
10
0,7
0
0
0,74
1
18-21:59
MÁXIMA
100%
10 0 %
100%
220
1,4
6,1
6,1
7,54
30
22 23:59
MEDIA
0%
10 0 %
0%
100
0
6,1
0
6,1
12
TOTAL
2 2 ,6 6
60
Como se observa en la tabla anterior el diseño óptimo de operación de los equipos
actualmente instalados podría reducir en 57,37% la cantidad de combustible usado por
día, en cifras el sistema podría ahorrarse 81 galones de combustible diarios.
Asumiendo el precio del galón Diesel $8000,00 COP y teniendo en cuenta el consumo de
combustible diario, se encuentra que el gasto diario por combustible en Miraflores con el
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diseño eficiente tiene un valor de: $483.200,00 COP en promedio para el mes de
diciembre. Y comparado con el diseño actual (caso 1) se estaría ahorrando cerca de
$650.368,00 COP diarios y cerca de $237.384.320,00 COP por año.
3.1.7.6
Puerto Leguizamo
El municipio de Puerto Leguizamo pertenece al departamento de Putumayo el cual posee
aproximadamente 15613 habitantes. Según el IPSE Puerto Leguizamo posee un
capacidad eléctrica instalada de 4000 kW, en donde la demanda en potencia máxima
registrada para el periodo de evaluación (die. 2010 -2011) fue de 1486 kW. También se
sabe que Puerto Leguizamo tiene una demanda de energía mensual de 538549 kWh, y
una demanda de energía promedio diaria de 17372 kWh. Se reporta una prestación del
servicio de energía por 23,81 horas en promedio.
La localidad de Puerto Leguizamo posee los siguientes generadores de energía.
Unidad de generación (3) marca Cummins QST30-G3 de 823 kWe.
Unidad de generación (1) marca Cummins QST30-G4 de1007 kWe, fuera de
servicio.
Unidad de generación (1) marca Cummins DQGAB de 1350 kWe, fuera de
servicio.
La siguiente gráfica presenta la curva de demanda de energía de diciembre de 2010-2011
de Puerto Leguizamo:
DO
Q1
02
03
04
OS
Oá
07
06
09
10
U
12
13
14
13
!•
J•
13
19
20
21
FUENTECNM
Figura 3-32 Demanda eléctrica Puerto Leguizamo
Teniendo en cuenta la información de la figura anterior se realizó una integración para
encontrar el tipo de demanda (Mínima, Media, Máxima) para la potencia promedio por
horas para el periodo de evaluación. La potencia máxima no se extrajo de la gráfica de
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demanda si no se tuvo en cuenta la potencia máxima instantánea registrada en la
telemetría (1486 kW).
Tabla 3-88. Integración curva de demanda energética municipio de Puerto Leguizamo.
DEMANDA ELECTRICA P. LEGUIZAMO (MÁXIMO 1486kW)
HORA (0-24)
TIPO DEMANDA
TIEMPO (h)
MÁXIMO (kW)
0 -0 :5 9
MEDIA
1
800
1:00-8:59
MÍNIMA
8
150
9:00 -1 7 :5 9
MEDIA
9
1020
18:00 -21:59
MÁXIMA
4
1486
22:00 -2 3 :5 9
MEDIA
2
800
La siguiente tabla presenta la potencia y el consumo de combustible por hora para
diversos tipos de carga en el generador (teniendo en cuenta los generadores en servicio):
Tabla 3-89. Consumo de combustible de grupos electrógenos en servicio actualmente en
Puerto Leguizamo.
MAQUINA 1,2,3 - Cummins DQGAB 823 kWe
% CARGA
POTENCIA
(kW)
CONSUMO (gal/h)
100
823
48,5
75
617
36,6
50
412
24,7
25
206
13,4
3.1.7.6.1 ANALISIS 1 - Caso actual (total generadores encendidos)
El caso 1 contempla la situación actual de la localidad de Puerto Leguizamo, en donde sin
importar el tipo de demanda horaria se tienen encendidos los generadores disponibles.
Con la suposición del casol y asumiendo una repartición de cargas para los equipos
instalados se desarrolló el análisis de consumo de combustible diario.
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Tabla 3-90. Análisis consumo de combustible diario Puerto Leguizamo.
CASO REAL FUNCIONAMIENTO PUERTO LEGUIZAMO
CONF. CARGA
POT. USADA
CONSUMO HORAS (gal/h)
CONSUMO
MAQ. 1
MAQ. 2
MAQ. 3
TOTAL
MAQ. 1
MAQ. 2
MAQ. 3
TOTAL
galones
HORA
DEMANDA
823 kW
823 kW
823 kW
kW
823 kW
823 kW
823 kW
gal/h
Total día
0 - 0:59
MEDIA
33%
33%
33%
815
17
17
17
51
51
1-8:59
MÍNIMA
7%
7%
7%
173
4
4
4
11
90
9-17:59
MEDIA
43%
43%
43%
1062
22
22
22
65
581
18-21:59
MÁXIMA
61%
61%
61%
1506
30
30
30
90
359
22-23:59
MEDIA
33%
33%
33%
815
17
17
17
51
102
TOTAL
268
1184
El análisis de la tabla anterior nos muestra que diariamente se consumen 1184 galones
que comparado con promedio real en Puerto Leguizamo de 2000 galones diarios, no es
congruente probablemente por racionamientos de luz para este mes del año.
Asumiendo que el precio del galón Diesel se vende a la central en $8000,00 COP y
teniendo en cuenta el consumo de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por
combustible en Puerto Leguizamo tiene un valor de: $9’471.168,00 COP en promedio
para el mes de diciembre.
3.1.7.6.2 ANALISIS 2 - Caso actual optimizando el control de las maquinas
Este caso se diseñó teniendo en cuenta los grupos electrógenos instalados actualmente
en la localidad de Miraflores pero optimizando su diseño en cuanto a los periodos de
operación durante el día, tratando de en la medida tener encendido un solo generador.
Tabla 3-91. Análisis consumo de combustible diario diseño óptimo Puerto Leguizamo.
CASO REAL OPTIMO FUNCIONAMIENTO PUERTO LEGUIZAMO
CONF. CARGA
MAQ. 1
MAQ. 2
POT. USADA
MAQ. 3
TOTAL
CONSUMO HORAS (gal/h)
MAQ. 1
MAQ. 2
CONSUMO
MAQ. 3
TOTAL
galones
Total día
HORA
DEMANDA
823 kW
823 kW
823 kW
kW
823 kW
823 kW
823 kW
gal/h
0 - 0:59
MEDIA
98%
0%
0%
807
48
0
0
48
48
1-8:59
MÍNIMA
19%
0%
0%
156
10
0
0
10
81
9-17:59
MEDIA
75%
50%
0%
1029
37
25
0
61
552
18-21:59
MÁXIMA
91%
91%
0%
1498
44
44
0
88
354
22-23:59
MEDIA
98%
0%
0%
807
48
0
0
48
95
TOTAL
255
1130
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Como se observa en la tabla anterior el diseño óptimo de operación de los equipos
actualmente instalados podría reducir en 4,59% la cantidad de combustible usado por día,
en cifras el sistema podría ahorrarse 54 galones de combustible diarios.
Asumiendo el precio del galón Diese en $8000,00 COP y teniendo en cuenta el consumo
de combustible diario, se encuentra que el gasto diario por combustible en Puerto
Leguizamo con el diseño óptimo tiene un valor de: $9’036.352,00 COP en promedio para
el mes de diciembre. Y comparado con el diseño actual (caso 1) se estaría ahorrando
cerca de $434.816,00 COP diarios y cerca de $158.707.840,00 COP por año que podrían
servir para la compra de nuevos equipos electrógenos.
3.1.7.6.3 ANALISIS 3 - Diseño eficiente teniendo en cuenta la demanda eléctrica
Este diseño puede ser el mismo que el caso 2 ya que se propuso tener un sistema
conformado por tres generadores, 200 kW, 823 kW y 1295 kW, los cuales resultaron ser
menos eficientes probablemente a la unidad de 200 kW (a medida que se disminuye la
potencia en generadores aumenta el consumo especifico de combustible. Con este
sistema el consumo de combustible es de 1185 galones (55 más que el caso anterior).
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4
F echad 4/12/2012
PROPUESTA DE ESQUEMA DE AGRUPACIÓN EN ZNI
En este capítulo se presenta inicialmente cuál es la agrupación vigente de los sitios en las
ZNI que reciben el servicio de la energía eléctrica generada mediante las plantas de
motores reciprocantes instaladas en estas zonas.
Posteriormente se presenta la propuesta de la consultoría sobre el esquema de
agrupación en las ZNI que considera apropiado.
4.1
ANÁLISIS SOBRE EL ESQUEMA DE AGRUPACIÓN ACTUAL
Con base en el análisis de las características de las ZNI en el año 2000 se realizó una
agrupación de los tipos de centros poblados de las ZNI, para la prestación del servicio de
energía y otros servicios públicos. En ese momento se propuso que estas agrupaciones
podrían ser promovidas y divulgadas a las administraciones municipales y gobernaciones,
para que estos conformen zonas o grupos de manejo que les permita una mayor
eficiencia y economías de escala en la prestación de los servicios públicos.
Los municipios tienen la opción de prestar el servicio de energía, por si mismos, en los
centros poblados de su jurisdicción, con el apoyo técnico y financiero del gobierno central
e incluso vender la prestación de los diferentes servicios a sus comunidades vecinas.
Como lo establece la Ley, si las administraciones locales no se encuentran en capacidad
de garantizar la eficiente prestación de los servicios públicos, el Estado puede promover
la conformación de estos grupos de manejo y garantizar la prestación de los servicios
públicos mediante la vinculación de privados por medio de concesiones, contratos de
administración, BOT o similar que permita cumplir esta función constitucional2.
La distribución y composición de los grupos de manejo de las localidades de las ZNI, se
presentan en la Tabla 4-1 y en la Figura 4-1 a continuación. Se incluye en la tabla una
relación de los medios de transporte que aplican para cada región:
Tabla 4-1 Agrupación de las localidades de las ZNI2
Grupo
Nombre
1
Chocó/Atrato
2
Litoral Pacífico - Chocó
3
Litoral pacífico- Nariño/Cauca
4
Rio Meta y Casanare
5
Río Guaviare
6
Ríos Caquetá y Caguán
Vías de comunicación
Terrestre y Fluvial
El río Atrato constituye el eje de la región.
Marítimo
Mar Pacífico.
Marítimo
Mar Pacífico
Terrestre - Fluvial
Río Meta
Terrestre - Aéreo - Fluvial
Río Guaviare
Terrestre - Fluvial
Río Caquetá
2 Se ajustaron los resultados
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Grupo
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Nombre
7
Río Putumayo
8
Departamento del Amazonas
9
Departamento del Vaupés
Vías de comunicación
Terrestre y Fluvial
Río Putumayo
Aéreo o Fluvial
Río Amazonas
Aéreo o Fluvial
10
Departamento del Guainía
Aéreo o Fluvial
11
Departamento del Vichada
Aéreo o Fluvial
12
Localidades y municipios aislados Terrestre
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
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Figura 4-1 Agrupación de las localidades de las ZNI
193
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El total de cabeceras municipales ubicadas en ZNI corresponde a 39, lo cual incluye 5
capitales de departamento. Un esquema general de ubicación de las cabeceras
municipales se observa a continuación (se resalta del listado, los municipios visitados
durante el desarrollo de este estudio):
Cabecera
Dpto.
Cabecera
Dpto.
Antioquia
Puerto
Carreño
Vichada
Bahía Solano
Chocó
Cumaribo
Vichada
Litoral de San
Juan
Chocó
La Primavera
Vichada
Vigía
Fuerte
del
Bojayá
Chocó
Santa Rosalía
Vichada
Bajo Baudó
Chocó
Solano
Caquetá
Sipí
Chocó
Orocué
Casanare
Unguía
Chocó
Inirida
Guainia
Acandí
Chocó
Miraflores
Guaviare
Alto Baudó
Chocó
La Macarena
Meta
Nuquí
Chocó
Mapiripán
Meta
Medio Atrato
Chocó
La Macarena
Meta
Jurado
Chocó
Carurú
Vaupés
Cauca
Taraira
Vaupés
Timbiquí
Cauca
Puerto
Leguizamo
Putumayo
Guapi
Cauca
Mitú
Vaupés
Iscuandé
Nariño
San Andrés
San Andrés
La Tola
Nariño
San Andrés
Providencia
El Charco
Nariño
Amazonas
Leticia
Olaya Herrera
Nariño
Mosquera
Nariño
Francisco
Pizarra
Nariño
López
Micay
de
Q
ZONA SIN
■
ZONAZNI
U*Ott
Fuente: IRSE
Figura 4-2 Distribución geográfica general de Cabeceras Municipales ZNI
Áreas de Servicio Exclusivo (ASE): Son áreas en las ZNI en las que se entrega en
concesión la generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía
eléctrica, con el fin de extender la cobertura de los servicios públicos de energía a
personas de menores ingresos.
El artículo 65 de la Ley 1151 de 2007, en concordancia con el artículo 40 de la Ley 142 de
1994, facultó al MME para establecer las áreas de servicio exclusivo y suscribir contratos
de concesión especial para prestar el servicio de energía eléctrica.
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El MME firmó los contratos de concesión de áreas de servicio exclusivo en la Zona de
San Andrés y Providencia en el mes de noviembre de 2009 y en la Zona de Amazonas en
marzo de 2010. Con la firma de estos contratos, se busca implementar esquemas
sostenibles de gestión que les permitan a los usuarios ubicados en las ZNI, tener acceso
a un mejor servicio de energía eléctrica en términos de calidad, cobertura y continuidad.
De igual forma, el Concesionario deberá rehabilitar, operar y mantener la infraestructura
existente, y hacer las reposiciones que sean del caso, para cumplir con los niveles de
prestación del servicio exigido, así como generar parte de la energía con fuentes no
renovables.
ASE Amazonas
El Área de Amazonas incluye 9,383 usuarios con un consumo eléctrico aproximado de
24.9 GWh/año y está integrada por las siguientes 40 localidades:
Leticia, La Libertad, La Milagrosa, Loma Linda, Macedonia, Mocagua, El Progreso,
Palmeras, Puerto Triunfo, San Martin Amacayacu, Santa Sofía, El Vergel, Las Yaguas,
Zaragoza, La Chorrera, El Encanto, San Rafael, Miriti- Paraná, Pacoa, La Pedrera,
Cameyafú, Puerto Remanso, Puerto Santander, Puerto Alegría, El Refugio, Puerto Arica,
Puerto Nariño- Puerto Esperanza- 20 de Julio- Patrullero y Ticoya, Boyahuasú, Doce de
Octubre, Naranjales, San Francisco, San Juan de Atacuari, San Juan del Socó, Siete de
Agosto, San Pedro de Tipisca, Nuevo Paraíso, Santa Teresita, San José, Tarapaca,
Puerto Ventura
Con el objetivo de promover el uso de fuentes alternativas y renovables de energía, el
concesionario de esta área deberá atender el 10% de la totalidad de la generación en
Localidades pequeñas (con menos de 300 casas) del Área de Amazonas con este tipo de
fuentes al finalizar el quinto año de la concesión.
ASE San Andrés, Providencia y Santa Catalina3
Esta Área incluye
aproximadamente:
las
islas
de San Andrés,
Providencia y Santa Catalina
Usuarios atendidos
18,578
Usuarios con medición
96.7%
Demanda Pico
Tarifa Promedio
Consumo Combustible
Energía suministrada
Cobertura
con
28 MW
333.33 $/kWh
1,170,000 gal/mes
150 GWh/año
99.3%
s mediante reg
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4.2
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
PROPUESTA DE LA CONSULTORÍA SOBRE LAS AGRUPACIONES
Los criterios de conformación de las agrupaciones de las ZNI en su momento, fueron los
siguientes:
1. Vías de comunicación y afinidad comercial que los une principalmente por medio
de los ríos de las regiones los cuales son los medios principales de comunicación.
2.
Características energéticas: dispersidad y magnitud de la demanda
3.
Características sociales y económicas.
Por lo tanto las siguientes son las razones principales para que esta consultoría sugiera el
mantener las agrupaciones vigentes.
1.
Los medios de transporte de equipos, materiales y combustible se constituyen en
el criterio de mayor peso relativo en la decisión de cómo se integran los diferentes
grupos en las ZNI.
Dado que los medios de transporte que se utilizan actualmente siguen siendo los
mismos que aplicaban cuando se generó la resolución 091 del 2007 y además no
hay proyectos de infraestructura en desarrollo o planeados a corto plazo que
ofrezcan nuevas rutas para el comercio y la comunicación, este criterio se
mantiene.
2. Actualmente, los sistemas de electrificación existentes en la mayoría de los
centros poblados, mantienen sus condiciones de: aislados, diversos en capacidad,
tamaño y grado de desarrollo, con carencias en la gestión operativa y comercial.
3.
No hay evidencia de ningún proceso de cambio de las condiciones sociales de los
grupos humanos que habitan en las ZNI que hayan modificado las características
sociales y económicas, que dieron lugar a la actual zonificación de las ZNI.
La consultoría considera por lo tanto que es conveniente mantener la agrupación actual
de los tipos de centros poblados de las ZNI, para la prestación del servicio de energía
eléctrica y otros servicios públicos.
La distribución y composición de estos grupos que está acorde a la resolución 091 de
2007 vigente actualmente, se listan en la tabla continuación:
Tabla 4-2 Agrupación de las localidades de las ZNI2
Grupo
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Nombre
Chocó/Atrato
Litoral Pacífico - Chocó
Litoral pacífico- Nariño/Cauca
Rio Meta y Casanare
Río Guaviare
Ríos Caquetá y Caguán
Río Putumayo
Departamento del Amazonas
Departamento del Vaupés
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4.3
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Grupo
Nombre
10
11
12
Departamento del Guainía
Departamento del Vichada
Localidades y municipios aislados
COSTOS EFICIENTES EN LAS AGRUPACIONES
Para la determinación de los costos eficientes en las agrupaciones se debe definir el
escenario de eficiencia sobre el cual trabajar. Si se está hablando del escenario de
configuración eficiente, los costos se deben determinar a partir del conocimiento detallado
de las curva de demanda y requerimientos energéticos de cada una de las localidades y
cabeceras municipales que conforman cada una de las agrupaciones. Esta información
no está disponible y requiere de un levantamiento exhaustivo de información en campo.
Vale la pena resaltar que una vez determinada la configuración eficiente, toda la
metodología de cálculo de costos de inversión y de AOM corresponde a la metodología
propuesta por esta consultoría.
En el segundo escenario de eficiencia que corresponde a los costos eficientes de un
equipamiento y condiciones dados, se presenta a continuación la metodología a
desarrollar para determinar los costos eficientes de inversión y de AOM.
4.3.1
Costo eficiente de Inversión
La siguiente tabla presenta la información de los costos totales de inversión en las
siguientes cabeceras municipales: Acandí, Pizarra Bajo Baudó, Guapi, Puerto Inirida,
Mitu, Miraflores, Puerto Leguizamo para plantas diesel con rangos de potencia entre 5 y
2500 kW.
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Tabla 4-3 Resumen de costos de inversión para grupos por potencia
ACANDI
(COP)
kW
5
10
20
25
30
40
50
60
70
80
100
125
150
200
250
300
350
400
450
500
600
700
750
800
900
1000
1250
1500
1600
2000
2500
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
64.598.744
70.394.803
80.639.213
85.467.746
90.184.853
99.390.551
108.387.781
117.241.505
125.989.230
134.665.234
190.941.051
212.119.520
233.098.433
274.648.358
315.827.855
356.753.887
397.493.849
438.090.531
478.572.978
518.972.295
599.527.117
679.850.229
719.942.280
759.994.722
839.995.961
968.434.608
1.175.198.364
1.374.018.861
1.453.435.450
1.770.533.839
2.165.691.985
PIZARRO
(COP)
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
64.381.364
70.213.850
80.531.684
85.397.212
90.151.501
99.432.123
108.505.018
117.435.143
126.259.996
135.039.795
193.012.343
214.392.069
235.576.540
277.550.093
319.169.255
360.550.211
401.759.577
442.839.368
483.817.850
524.751.293
606.355.817
687.767.894
728.417.207
769.034.396
850.184.468
980.825.616
1 188.015.100
1.389.801.211
1 470.380.231
1.791.836.760
2.191.320.002
GUAPI
(COP)
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
63.396.282
69.211.236
79.493.733
84.341.456
89.077.850
98.322.412
107.358.890
116.252.245
125.039.978
133.769.821
190.925.761
212.208.626
233.294.165
275.063.833
316.471.391
357.633.400
398.616.850
439.464.129
480.203.877
520.880.254
601.979.574
682.867.550
723.248.662
763.594.047
844.191.205
973.772.326
1.179.530.998
1.379.889.808
1.459.909.369
1.779.268.398
2.176.670.043
P IO INIRIDA
(COP)
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
73.659.180
79.740.619
90.429.953
95.438.317
100.336.166
109.906.068
119.271.104
128.496.207
137.618.851
146.799.396
211.322.960
233.479.733
255.457.855
299.067.022
342.383.714
385.521.112
428.542.832
471.487.886
514.381.538
557.377.223
643.034.606
728.651.137
771.452.022
814.249.675
899.835.347
1.038.980.273
1.259.416.092
1.472.652.322
1.557.719.445
1.896.002.594
2.312.184.865
MIRAFLORES
(COP)
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
66.424.827
72.245.547
82.539.666
87.393.245
92.135.525
101.391.946
110.440.402
119.345.850
128.145.791
136.892.064
194.316.577
215.631.299
236.749.376
278.586.099
320.063.252
361.297.269
402.355.021
443.278.770
484.097.035
524.857.958
606.123.434
687.183.781
727.653.102
768.087.880
848.866.885
978.796.638
1.188.068.521
1.388.896.754
1.469.100.315
1.789.149.189
2.187.235.447
MITÚ
(COP)
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
70.817.767
76.848.636
87.566.335
92.633.337
97.590.121
107.278.780
116.763.748
126.109.947
135.354.842
144.699.904
211.912.832
234.388.603
256.692.539
300.973.169
344.986.741
388.845.205
432.610.945
476.321.738
520.001.618
563.843.908
651.165.095
738.507.667
782.191.828
825.884.619
913.291.221
1.055.927.172
1.274.382.537
1.492.319.343
1.579.228.951
1.924.419.869
2.347.457.532
P IO
LEGUIZAMO
(COP)
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
69.626.509
75.501.461
85.904.891
90.813.546
95.611.182
104.979.149
114.140.253
123.159.443
132.074.211
140.975.010
200.925.566
222.539.913
243.964.018
286.431.427
328.563.140
370.474.434
412.231.021
453.874.008
495.430.754
536.986.869
619.815.109
702.496.675
743.795.632
785.071.187
867.560.540
1.000.769.311
1.214.640.980
1 419.884.329
1.501.818.483
1.828.355.626
2.232.880.957
Los elementos de costo detallados de estas cabeceras se entregan adjuntos en una
memoria de cálculo electrónica.
Para determinar los costos eficientes en cada uno de los sitios donde hay una planta de
generación en las ZNI, se requiere una información detallada que no está disponible en la
información secundaria consultada, por tanto para este cálculo de costos eficientes se
recomienda obtener en sitio la siguiente información por localidad:
-
Distancia desde la cabecera municipal
-
Potencia de los grupos electrógenos
-
Horas de operación diaria
Con la información necesaria completa sobre cada sitio se aplica la siguiente metodología
de cálculo:
1.
Determinar el costo eficiente de inversión con todos sus componentes aplicando la
metodología presentada el capítulo 3 de este estudio (3.1.1).
2.
Determinar el costo eficiente de O&M de acuerdo a la información presentada en
el numeral 3.1.2.
198
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS____________________________________________
INFORME FINAL-ESTUDIOS EN ZNI_________________________________________________ F ^ te : 01/02/2012
3.
4.3.2
Determinar el costo eficiente de administración, que depende de la configuración
de la central, de acuerdo a la información contenida en el numeral 3.1.2.4.
Costo eficiente de administración de una agrupación
Para determinar el costo eficiente de administración de una agrupación, se requiere
conocer la estructura técnica y administrativa, los servicios que se prestan y las áreas que
se atienden en las distintas cabeceras municipales y localidades que conforman dicha
agrupación, así como la relación administrativa y técnica de las cabeceras con cada una
de las localidades para realizar actividades diversas tales como: el mantenimiento de
redes, transformadores de distribución, equipos de generación.
Dado que no se dispone de esta información, se sugiere realizar eventualmente un trabajo
de campo que pueda obtenerla.
Una vez se disponga de esta información se puede hacer el cálculo del costo eficiente de
administración siguiendo las pautas establecidas en el numeral 3.1.2.4. de este estudio.
4.3.3
Costo eficiente de operación y mantenimiento de una agrupación
De acuerdo con la metodología descrita en el numeral 3.1.2.8, se calculan los cargos
sugeridos de remuneración por potencia de las unidades o grupos electrógenos en las
ZNI, con relación al número de horas diarias de prestación del servicio.
Éstos se
presentan a continuación:
199
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Tabla 4-4 Costos de operación y mantenimiento sugeridos
kW
5
10
20
25
30
40
50
60
70
80
100
125
150
200
250
300
350
400
450
500
600
700
750
800
900
1 000
1 250
1 500
1 600
2000
2500
horas
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
Fijos
Variables
Total
USD/año
USD/año
USD/año
COP/kWh
111
111
111
111
111
111
111
111
111
111
111
111
$
590
$
767
$
1.357
$
1.180
$
1.533
$
2.713
$
2.360
$
3.066
$
5.426
$
2.950
$
3.833
$
6.783
$
3.540
$
4.599
$
8.139
$
4.720
$
6.132
$
10.852
$
5.900
$
7.665
$
13.565
$
7.080
$
9.198
$
16.278
$
8.260
$
10.731
$
18.991
$
9.440
$
12.264
$
21.704
$
11.800
$
15.330
$
27.130
$
14.750
$
19.163
$
33.913
$
9.045
$
22.995
$
32.040
$
12.060
$
25.404
$
37.464
$
15.075
$
31.755
$
46.830
77
$
18.090
$
38.106
$
56.196
77
$
21.105
$
44.457
$
65.562
77
$
24.120
$
50.808
$
74.928
77
$
27.135
$
57.159
$
84.294
77
$
30.150
$
63.510
$
93.660
77
$
36.180
$
76.212
$
112.392
77
$
42.210
$
88.914
$
131.124
77
$
45.225
$
95.265
$
140.490
77
$
48.240
$
101.616
$
149.856
77
$
54.270
$
114.318
$
168.588
77
$
60.300
$
127.020
$
187.320
77
$
75.375
$
158.775
$
234.150
77
$
90.450
$
190.530
$
280.980
77
$
96.480
$
203.232
$
299.712
77
$
120.600
$
254.040
$
374.640
77
$
150.750
$
317.550
$
468.300
77
77
200
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
4.4
ANALISIS DE
LEGUIZAMO
PROPUESTA
F ^ te : 01/02/2012
DE
ZONA
EXCLUSIVA.
CASO
PUERTO
Como resultado de la revisión de las regiones actuales se pudo detectar que el caso de
Puerto Leguizamo podría ser un caso atractivo para convertirse en zona exclusiva ya que
por la característica de la demanda, 24 horas de servicio, lo concentrado del mercado y
posible diversidad de combustibles que podrían llevarse habría la posibilidad de sacar a
competencia la prestación del servicio y así obtener precios razonables de producción.
Con el fin de dar una idea preliminar del tema, esta consultoría desarrollo un análisis que
podría llevar a determinar la configuración, costo y tipo de combustible eficientes a utilizar
en esta central.
La metodología que se desarrolla para este caso se fundamenta en partir del
conocimiento de la demanda a atender y diseñar la configuración técnica de la
planta
(número y potencia de máquinas a instalar), buscando maximizar la
disponibilidad de la central, la confiabilidad en la atención a la demanda y el mínimo
costo de generación de energía.
Esta consultoría considera que esta es una mayor aproximación para optimizar la
eficiencia global, porque no solo está basada en un la búsqueda de un costo de
inversión más eficiente, sino que también está basada en una configuración
técnica de la planta que optimiza el costo de generación de energía eléctrica.
Este caso es basado en el análisis tarifario para el municipio de Puerto Leguizamo. Para
poder resolver el análisis de producción de energía se utilizó la curva de demanda
energética de Puerto Leguizamo del mes de diciembre de 2010 y 2011. Se realizó una
derivación por tipos de demanda de la curva y luego se realizó el análisis para mantener
la demanda con una configuración de generadores eficientes. Cabe mencionar que los
generadores GLP se encuentran en potencias desde 1 kW hasta 400 kW de potencia, por
lo cual es importante diseñar el sistema manteniendo esta limitación. Se quiere comparar
un sistema con generadores diésel y otro con glp, con precios de combustibles y
maquinaria reales para hallar la tarifa en $/kWh. También se va a implementar un diseño
con motores de HFO. Se debe tener en cuenta que los precios pueden variar
dependiendo de la calidad y marca de la máquina, sin embargo los precios indicados en
este artículo son una aproximación real
dependiendo de la potencia del grupo
electrógeno.
Los generadores utilizados fueron los siguientes:
•
Motor Diesel Perkins 400 kW, 1800 RPM 6 Cilindros.
•
Motor Diesel Perkins 800 kW, 1800 RPM.
•
Motor Diesel LOVOL 1800 RPM, 150 kW.
•
Motor GLP KOHLER 150REZGC 150 kW.
•
Motor GLP KOHLER 400RZXB 400 kW.
•
Motor Mitsubishi 1350 RD Diesel Generator set (HFO), se deben agregar una
centrifugadora de HFO que tiene un costo aproximado de U$D 7500.
201
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
£ ^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Tabla 4-5. Costo equipos electrógenos de diversos casos de Puerto Leguizamo
COSTO GRUPO ELECTROGENO
150 kW Diesel
COP
$
42.781.000
U$D
$
ZS.SOO
400 kW Diesel
$
300 kW Diesel
150 kW GLP
400 kW GLP
1350 kW HFO
84.149.690
$
Z71.Z61.970
$
77 800.560
$
Z45.337.400
$
415.845.540
47.011
$
151.543
5
43.464
$
137.050
$
Z3Z.316
El valor de los motores Diesel se obtuvo de una matriz con precios comerciales en
Colombia, y el valor de los motores GLP se obtuvieron de una cotización directa con
KOHLER POWER SYSTEMS para máquinas de 180 kW y 250 kW que luego se
extrapolaron. Tener en cuenta que el precio utilizado para los generadores diésel es el
electro-combustible.
Los costos de operación y mantenimiento para el caso de Puerto Leguizamo se enuncian
a continuación:
Tabla 4-6. Costo de O&M fijos y variables de generadores para casos de Puerto
Leguizamo
GENERADOR
O&M FIJO
DOLAR (U$D) / kW
(COP) / kW inst.
inst.
O&M VARIABLE
DOLAR (U$D) /
(COP) / kWh
kWh
Diese/150 kW
107400
60
44,75
0,0250
Diesel 400 kW
107400
60
44,75
0,0250
Diesel 823 kW
107400
60
34,01
0,0190
GLP 150 kW
107400
60
37,23
0,0208
GLP 400 kW
107400
60
28,75
0,0161
HFO 1350 kW
125300
70
35,80
0,0200
A continuación se presenta la curva de demanda de Puerto Leguizamo obtenida del IPSE:
202
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS
Rev. 01
Fecha 01/02/2012
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
Figura 4-3. Curva de demanda eléctrica del municipio de Puerto Leguizamo diciembre
2 010 - 2011 .
Con fines de analizar la demanda en Puerto Leguizamo la curva anterior se simplifica en
la siguiente gráfica:
203
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS
Rev. 01
Fecha: 01/02/2012
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
Demanda de energía Puerto Leguizamo
1500
K X
1200
1100
1000
8Q.
acó
-8
re
O
c
E
«i
SCO
400
30 0
100
o
11
12
13
14
15
16
17
15
13
20
21
22
23
H o ra d e l d ía
Figura 4-4. Curva de demanda eléctrica simplificada.
De esta manera ya es posible diseñar un sistema de generadores que suplan
eficientemente la curva de demanda. Para el sistema con Diesel se propone tener
generadores de 150 kW, 400kW, y 823 kW. Distribuidos de la siguiente manera, para la
demanda mínima se utiliza el generador de 150 kW, para demanda media se utiliza el
generador de 823 kW y el de 150 kW cuando sea necesario, y en la demanda máxima se
utilizan los 3 generadores.
Para el diseño de la planta de generación de energía con GLP se propone utilizar un (1)
generador de 150 kW, y tres (3) generadores de 400 kW con la siguiente configuración.
En demanda mínima se utiliza el generador de 150 kW, en demanda media se utilizan 2
generadores de 400kW y cuando sea necesario se enciende el de 150 kW, en demanda
máxima se encienden todos (4) los generadores propuestos.
El análisis trabajando con HFO se realizó de la siguiente manera. Dado que para trabajar
con HFO únicamente se han fabricado maquinas con potencias por encima de los 1000
kW, se va a asumir el diseño de dos generadores de 1350 kW cada uno encendidos las
24 horas del día trabajando a carga media (50%). Es decir que se va a tener un diseño
ineficiente porque las maquinas no operan con carga alta, sin embargo se va a tener 24
horas de disponibilidad de electricidad. Son dos generadores ya que en caso de que falle
alguno el otro entraría a remplazado, supliendo en cualquier momento la demanda
máxima de Puerto Leguizamo.
204
CREG
Doc. AN-USA-882-03
INVERSIONES Y GASTOS DE AOM EN ZNI CON PLANTAS TÉRMICAS___________________________________________
INFORME FINAL - ESTUDIOS EN ZNI
^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Se debe tener en cuenta que en la visita a Puerto Leguizamo fue posible obtener el costo
de transporte de combustible y lubricante. El costo de transporte desde Puerto Asís hasta
el muelle en Puerto Leguizamo tiene un valor de $650/gal COP y el transporte desde el
muelle hasta los tanques de almacenamiento de la planta tiene un costo de $50/gal COP.
Dado la información anterior es posible encontrar la tarifa en COP$/kWh:
Tabla 4-7. Análisis de tarifa para cada uno de los diseños planteados.
COMBUSTIBLE
GLP
P o te n c ia p la n ta (kW )
DIESEL
P o te n c ia p la n ta (kW )
1350
P ro d u c . e n e ig ia /a ñ o (k W h )
6 .4 0 5 .7 5 0
1373
P ro d u c . e n e rg ia /a n o (k W h )
6 .6 3 6 .0 7 0
HFO
P o te n c ia p la n ta (kW )
2700
P ro d u c . e n e rg ia /a n o (kW h )
1 1 .0 2 6 .0 0 0
C o s to lu b r ic a n te
T ra n s p o rte lu b r ic a n te
$
1 4 .5 6 4
T ra n s p o rte lu b r ic a n te
C o s to t o t a l lu b r ic a n te
$
5 1 1 .0 5 4
C o s to t o t a l lu b r ic a n te
1 4 .3 1 9
T ra n s p o rte lu b r ic a n te
5 2 0 .0 2 0
C o s to t o t a l lu b ric a n te
$
2 4 .5 2 3
$
0 6 0 .7 2 3
C o s to e q u ip o s e in s ta la c ió n
G en. 1 5 0 kW
9 3 .9 1 6 .6 4 7
G en. 1 3 5 0 kW
$
9 6 1 .5 0 2 .9 1 9
G en. 4 0 0 kW
s
5 6 7 .2 6 0 .0 5 9
G en. 4 0Q kW
S
1 9 4 .5 6 7 .3 0 3
G en. 1 3 5 0 kW
s
9 6 1 .5 0 2 .9 1 9
G en. 4 0 0 kW
$
5 6 7 .2 6 0 .0 6 9
G en. 3 2 3 kW
$
6 2 7 .2 0 1 .9 0 1
G en. 4 0 0 kW
1 7 9 .S S 7 .5 7 9
G en. 1 5 0 kW
$
5 6 7 .2 6 0 .0 6 9
A n u a lid a d p la n ta
G en. 1 5 0 kW
$
S 4.0 0 3 .6 9 9
G en. 1 5 0 kW
$
4 6 .1 9 4 .7 3 4
G en. 1 3 5 0 kW
$
5 0 4 .3 6 3 .1 3 9
G en. 4 0 0 kW
$
2 1 0 .6 6 5 .6 5 2
G e n .4 0 0 kW
$
3 2 .4 3 7 .2 3 0
G en. 1 3 5 0 kW
$
5 0 4 .3 6 3 .1 3 9
G en. 4 0 0 kW
$
2 1 0 .6 6 5 .6 5 2
G en. 3 23 kW
$
2 3 2 .9 2 6 .4 9 1
G e n .4 0 0 kW
3 5 .3 1 1 .3 4 3
G alon es d ia rio s
963
C o sto c o m b u s tib le a n u a l
G alon es d ia rio s
1223
2432
G alon es d ia rio s
T ra n s p o rte c o m b u s tib le
2 4 5 .9 5 9 .6 3 0
T ra n s p o rte c o m b u s tib le
$
3 1 2 .5 6 3 .3 7 0
T ra n s p o rte c o m b u s tib le
$
6 3 4 .0 4 3 .3 0 0
C o sto t o t a l c o m b u s tib le
3 7 4 .9 1 3 .5 4 1
C o sto t o t a l c o m b u s tib le
$
2 .3 1 4 .2 7 5 .9 3 2
C o sto t o t a l c o m b u s tib le
$
3 .7 4 7 .0 4 7 .2 5 1
1 4 7 .4 6 0 .2 0 0
O & M fijo
$
3 3 3 .3 1 0 .0 0 0
2 9 9 .2 0 1 .6 3 3
O & M v a ria b le s
s
4 2 3 .3 7 0 .0 0 0
GRAN TOTAL
$
C o s to s O & M
O & M fijo
s
1 4 4 .9 9 0 .0 0 0
O & M fijo
O & M v a ria b le s
$
2 3 0 .4 9 3 .3 3 4
O & M v a ria b le s
s
$
GRAN TOTAL
$
1 .3 4 9 .5 6 4 .3 2 4
GRAN TOTAL
$
COSTO ENERGÍA (S /k W h )
239
COSTO ENERGÍA (S /k W h )
3 .5 7 3 .0 6 6 .2 3 9
534
COSTO ENERGÍA (S /k W h )
5 .5 1 3 .3 2 5 .0 5 2
467
La tabla anterior muestra que trabajar con generadores Diésel resulta 1,85 veces más
costoso que trabajar con combustible GLP, y 1,15 veces más costo que trabajar con HFO.
El alto costo de los equipos de GLP influye fuertemente en el desarrollo de la tarifa, sin
embargo el bajo costo del combustible permite que el GLP tenga la tarifa más económica
de todos los casos analizados anteriormente. Por otro lado se observa que el HFO es
competitivo en precio teniendo en cuenta que se tiene una disponibilidad alta, por lo cual
si se encontraran o se desarrollara equipos pequeños para manejo de HFO esta sería una
opción a tener en cuenta ya que su transporte es relativamente sencillo y no como lo es el
transporte de GLP en donde solo se puede almacenar este combustible en cilindros de
cierto tamaño y se debe tener cuidado con la evaporación del mismo al transferirlo al
tanque principal del grupo electrógeno.
Para contrastar los resultados se realizó el análisis anterior para una planta de generación
de energía con motores y combustible Diesel con el mismo diseño de la planta de HFO,
es decir, con dos generadores de 1350 kW trabajados a 50% de carga durante las 24
horas del día. La tarifa que se encontró fue de $ COP 630/kWh, lo que nos lleva afirmar
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F e c h a d /0 2 /2 0 1 2
que se debe tener en cuenta el diseño eficiente de las plantas en cuanto a consumo de
combustible. En comparación con la planta eficiente diésel de 3 generadores con una
potencia de 1350 kW se gastan 1223 galones diarios, mientras que con el diseño
ineficiente diésel planteado actualmente el cual posee la misma potencia se gastan 2482
galones diarios. Esta es la razón del aumento en la tarifa (96 pesos más) siendo plantas
con la misma potencia de generación de energía.
4.4.1
Emisiones con diseños planteados en Puerto Leguizamo
Por medio del software ThermoFlex 22 ® se encontró las emisiones de contaminantes
producidas por cada uno de los diseños presentados en este informe. La composición del
GLP para este análisis se encuentra en la tabla 5. El análisis con ThermoFlex se tuvo en
cuenta las condiciones promedio del municipio de Puerto Leguizamo el cual corresponde
a una altura de 177 m respecto del nivel del mar, una temperatura de 29 °C, y una
humedad relativa de 64%.
Tabla 4-8. Emisiones de diseño de plantas en Puerto Leguizamo.
EMISIONES
GLP
DIESEL - EFICIENTE
HFO
DIESEL - INEFICIENTE
P o te n cia pla n ta
1350
1350
1350
1350
C D 2 (T D N E LA D A /A Ñ D )
7636
3623
3636
3422
SD2 (TO N E LA D A /A Ñ O )
O
27,15
1+8,4
26,51
7636
3650
3734
3449
TOTAL EMISIONES
La tabla anterior presenta que la planta menos contaminante es la de GLP, y la más
contaminante es la planta de HFO. Entre las planta diésel el diseño ineficiente es el de
menor contaminación probablemente porque son 2 máquinas y no 3 como en el caso
eficiente y porque las maquinas grandes tienden a ser más eficientes y menos
contaminantes.
Teniendo en cuenta la resolución 0909 de 2008 la cual trata sobre las normas y
estándares de emisiones de contaminantes a la atmósfera por fuentes fijas se logró
conocer si el diseño de las plantas era apto para el desarrollo en Colombia.
El artículo 2, parágrafo 5o de la norma dice explícitamente: “Los motores de combustión
interna con capacidad igual o superior a 1 MW existentes en actividades industriales
deberán cumplir un estándar de emisión admisible para MR de 100 mg/m3, para S 0 2 de
400 mg/m3 y para NOx de 1800 mg/m3 a condiciones de referencia y con oxígeno de
referencia del 15%.
Los motores de combustión interna con capacidad igual o superior a 1 MW nuevos en
actividades industriales deberán cumplir un estándar de emisión admisible para MR de 50
mg/m3, para S 0 2 de 400 mg/m3 y para NOx de 1800 mg/m3 a condiciones de referencia y
con oxígeno de referencia del 15%". La norma no comenta nada acerca del C 0 2 pero si
dice que los niveles de S 0 2 deben ser menores a 400 mg/m3, y el ThermoFlex ofrece los
datos en kg/hr así que se debe realizar una conversión de unidades.
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^ 0 1 /0 2 /2 0 1 2
Crn
O r v * Qrn
v iviv
FC — -------------- ^
1000000
t
i
FC * 100000
Crn —-------------------CR
Qcr
En donde:
FC = Flujo del contaminante en kg/h.
Ccr = Concentración del contaminante a condiciones de referencia en mg/m3.
Qcr = Caudal del contaminante a condiciones de referencia en m3/h.
Ya que las únicas máquinas que sobrepasan la potencia de 1 MW son los grupos
electrógenos de 1350 kW el siguiente análisis se centrara en estos equipos.
Tabla 4-9. Análisis de emisiones para maquinas mayores a 1 MW
C O M B U S T IB L E
HFO
D IE S E L
C A R G A DE T R A B A JO
50%
50%
P O T E N C IA E L E C T R IC A (kW )
1350
1350
FC (kg /h r)
9,157
1,637
Q C R (m 3 /h r)
11520
11520
C C R (m g /m 3)
795
142
Como se observa en la tabla 11 las emisiones cuando se trabaja con HFO son mayores a
las permitidas por la norma 0909 de 2008, un grupo electrógeno de 1350 kW trabajando al
50% de su carga emite prácticamente el doble de S 0 2 que lo permitido por las normas
colombianas en referencia al ambiente. Por otro lado la tabla 11 también muestra que el
uso de Diesel en máquinas mayores a 1 MW es viable según las normas de ambiente
impuestas en Colombia.
4.5
CONCLUSIONES
El análisis de tarifas teniendo en cuenta el modelo financiero de las diversas
configuraciones de generadores eléctricos para zonas aisladas, muestra que el trabajar
con combustibles diferentes al Diesel como los HFO o el GLP son alternativas muy
atractivas que se deberían tener en cuenta para la producción de energía en Colombia.
Remplazar el uso actual de Diesel por HFO o GLP representa una rebaja en las tarifas
actuales de energía para zonas donde transportar la energía por red es altamente
costoso. A pesar de tener ineficiencias en el diseño de plantas eléctricas por la limitación
del tamaño de los equipos de HFO o GLP, y además el alto costo inicial de los equipos,
las tarifas son mucho más bajas que trabajar con Diesel principalmente por el bajo costo
de los combustibles y el menor consumo de combustible (mejor eficiencia) en máquinas
de gran tamaño.
Aunque trabajar HFO garantiza una tarifa baja, estos sistemas no pueden ser
implementados en Colombia porque las normas del ministerio de ambiente restringen las
emisiones de S 0 2 que en estos grupos electrógenos es elevada. Si se desea
implementar sistemas de HFO una solución viable seria tener grupos electrógenos
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menores a 1 MW, o tal vez implementar sistemas de filtrado que garanticen que los límites
de contaminación no sean sobrepasados.
Se señala que los precios de las tarifas encontradas pueden variar dependiendo de los
grupos electrógenos que se compren y del correcto mantenimiento que se les
proporcionen. Es de importancia seguir las indicaciones de los fabricantes para brindarle
una vida útil satisfactoria a los generadores eléctricos.
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